Mapping von Transformatorbeständen

Abstract

In diesem Artikel wird ein Modell für das Mapping von Transformatorbeständen vorgestellt. Das Mapping-Konzept geht über eine Beurteilung des Transformatorzustands hinaus und schließt die finanziellen Risiken von Unterbrechungen der Stromerzeugung und Ausfallzeiten mit ein. Bei unterschiedlichen Kraftwerkstypen oder industriellen Produktionsanlagen kann es zu einem erheblichen Anstieg der Kosten kommen, wenn die Produktion durch den Ausfall des gesamten oder eines Teils des Transformatorbestands stillsteht. Auch wenn die Stromerzeugung nur einen Tag oder ein paar Stunden unterbrochen ist, kann dies je nach der Funktion des Transformators bzw. der Transformatoren erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen haben. Der Mapping-Prozess muss diesen Unterschieden entsprechend angepasst werden.

1. Einführung

in Fachbeiträgen zum Betrieb von Transformatoren wird oft betont, dass Wartung zwingend erforderlich ist. In vielen Fällen ergreifen Betreiber ineffektive Maßnahmen wie die regelmäßige Ölaufbereitung, weil sie hoffen, dass sie damit die Wartungsanforderungen erfüllen. Für diese unnötigen Maßnahmen, die zu einer Vergeudung und falschen Zuteilung von Wartungsressourcen führen und den tatsächlich notwendigen Wartungsverfahren Mittel entziehen, wird oft viel Geld ausgegeben. Nur mit einer auf dem Zustand basierenden Wartung werden die durchführbaren Prozesse sowohl aus technischer als auch aus wirtschaftlicher Hinsicht optimiert.

Das Mapping von Transformatoren muss als Ausgangspunkt für die auf dem Zustand basierende Wartung verwendet werden, um die Maßnahmen zu definieren, die für die zuverlässige Leistung des Transformatorbestands erforderlich sind. Der Mapping-Prozess umfasst zwar die gleichen Schritte, doch Art und Funktion des Transformators sind ausschlaggebend dafür, welche Schritte in bestimmten Situationen kritischer sind.

In diesem Artikel werden die Schritte erläutert, die erforderlich sind, um das Ziel der kompletten Betriebssicherheit der Anlagen und des gezielten Kapitaleinsatzes zu erreichen. Dies umfasst auch die folgenden Ziele:

• Detaillierte Beschreibung des Mapping-Prozesses und warum er wichtig ist,
• Erläuterung der Unterschiede und warum unterschiedliches Gewicht auf die einzelnen Schritte des Mapping-Prozess gelegt wird, was dem Typ und der Funktion des Transformators entspricht, wie etwa: Übertragungs- und Verteiltransformatoren, Industrietransformatoren und Leistungstransformatoren.
• Detaillierte Mapping-Prozesse mit acht Schritten zur Verfügung zu stellen
• Die einzelnen Schritte beim Mapping eines 36 Jahre alten Kraftwerks in Deutschland zu verfolgen und die Maßnahmen zu bestimmen, die für die Erfüllung der operativen und finanziellen Ziele der Anlage am kritischsten waren.

2. Anforderungen an das Mapping nach Transformatortyp

2.1 Übertragungs- und Verteiltransformatoren

Verteil- und Übertragungsnetze verfügen normalerweise über große Transformatorreserven und -redundanzen. Die Betriebssicherheit der einzelnen Transformatoren hat deshalb nicht unbedingt oberste Priorität. Beim Mapping der Verteil- und Übertragungsnetze werden Aspekte wie das Verhalten der bestehenden Anlagen bei einer Lasterhöhung, das Erstellen langfristiger Ausweichstrategien und die Priorisierung zusätzlicher Transformatoren für zukünftige Lasterhöhungen berücksichtigt. Zu einer Worst-Case-Beurteilung gehört auch die Beurteilung des Risikos einer ungeplanten Betriebsunterbrechung und die Festlegung der Schritte, die beim Ausfall des Transformators zu ergreifen sind.

2.2 Industrietransformatoren

Bei Anwendungen in der Industrie wird der Betriebssicherheit eine wesentliche höhere Priorität eingeräumt. Dazu ist eine Analyse der wichtigen Anlagen erforderlich, um kostspielige Ausfallzeiten und den Verlust der Fertigungskapazität in den Betrieben zu vermeiden. In diesen Fällen müssen geeignete Strategien zum Schutz der Anlagen sowie Ausweichstrategien erarbeitet werden, um diese kostspieligen Ausfälle mit größtmöglicher Sicherheit zu vermeiden.

2.3 Leistungstransformatoren

Der kritischste Anwendungsbereich des Mapping ist in Kraftwerken, in denen der Ausfall der Transformatorleistung für nur einen Tag zu riesigen finanziellen Verlusten führen kann. In diesen Fällen muss die Definition der wichtigen Anlagen besonders sorgfältig durchgeführt werden. Obwohl es sich beim Leistungstransformator hier um die wichtige Anlage handelt, gibt es auch andere kritische Anlagenteile, deren Ausfall zu einer ungeplanten Betriebsunterbrechung führen würde. Für diesen Zweck müssen alle in die Generatorsammelschiene integrierten Transformatoren wie etwa Hilfsaggregate berücksichtigt werden. Dazu kann der Begriff „wichtigste Anlage“ auch andere Zusatzausrüstungen wie Kondensatpumpen, Kohlekrane und Abgasreinigungssysteme umfassen.

3. Die einzelnen Schritte der Mapping-Prozesse

Ein richtig definiertes Mapping-Verfahren muss so ausgelegt sein, dass eine umsetzbare Informationsgrundlage erstellt wird, von der aus die Zuverlässigkeit des Transformatorbestands und der zugeordneten Anlagen verbessert werden kann. Im Rahmen des Mapping müssen alle zukünftigen Planungs- und Optimierungsverfahren zur Maximierung der Transformatorleistung und Anlagenrendite (ROI) definiert werden. Bei diesem Mapping-Prozess sollte auch eine zukünftige Bedarfssteigerung für das jeweilige System berücksichtigt werden.

Der Mapping-Prozess umfasst die folgenden Schritte:

1. 1. Feststellung der Ziele 

Die Ziele des Mapping-Vorgangs müssen für die aktuelle und zukünftige Situation relevant sein und sollten möglichst von einem funktionsübergreifenden Team festgelegt werden. Die Bestimmung der operativen und wirtschaftlichen Ziele muss in diesem ersten Schritt des Mapping-Prozesses definiert werden. Dazu gehören insbesondere die Ziele in Bezug auf Produktionskapazität, Zeitablauf und Budget.

 2. Datenerhebung und Dokumentation (Beurteilung)

 Durch die Erhebung von relevanten Daten zum Betriebszustand der Transformatoren und der Zusatzausrüstung wird eine objektive Grundlage geschaffen, von der aus die bisherige Leistung der jeweiligen Anlage(n) bestimmt werden kann. Anhand dieser Daten können Umweltfaktoren und Betriebsparameter aufgezeigt werden, denen die Transformatoren ausgesetzt waren. Es sollte eine komplette Historie der folgenden Daten verfügbar gemacht werden:

• Gas-in-Öl-Analyse von 7–9 Gasen, einschließlich N₂ und O₂
• Daten zum Öl: Säuregehalt, Wassergehalt, Durchschlagspannung, Tangens Delta und Oberflächenspannung
• Furane
• Inhibitorgehalt
• Sonstige Daten zu Wartung, Ausfällen und Reparaturen (einschließlich der Reparaturverfahren)
• Unabhängige Referenzstichproben

1. 3. Diagnose auf Basis der in Schritt 2 erhobenen Daten.

2.  

Die in Schritt 2 erhobenen Daten werden analysiert, um zu bestimmen, welche Faktoren die Leistung der Transformatoren beeinträchtigt haben. Dazu gehören Alterungs-Beschleunigungsfaktoren wie hohe Temperaturen, Feuchtigkeit, Sauerstoff und Säuren. Auslegungsfaktoren wie die Kühltechnik werden ebenfalls in diesem Stadium beurteilt. 

• Alterungszustand
• Auslegungsbeurteilung
• Lastfähigkeit
• Verbleibende Substanz
• Faktor „Möglichkeit eines vorzeitigen Ausfalls“
• Verbleibende zuverlässige Lebensdauer unter den derzeitigen Bedingungen

5. 4. Risikobeurteilung der einzelnen Anlagen und Zusatzausrüstungen:

 Wenn die Diagnose nach Schritt 3 durchgeführt wurde, können die mit der Alterung und den Auslegungsbedingungen der Aggregate verbundenen Risiken geschätzt werden. Gewichtete Risikofaktoren, die für einzelne Transformatoren, Zusatzsysteme wie Hilfstransformatoren, Kondensatpumpen und zugehörige Ausrüstungen gelten, werden ebenfalls in diesem Schritt geschätzt. Diese Risikobeurteilungen sind im Folgenden zusammengefasst: 

• Das von den Aggregaten selbst ausgehende Risiko
• Das von der Zusatz- oder Reserveausrüstung ausgehende Risiko
• Sich daraus ergebende Risiken für die Anlage

6. 

8. 5. Einstufung der Aggregate nach dem Kriterium der Priorität der Wichtigkeit

9.  

Schritt 5 ist der wichtigste Schritt bei allen Mapping-Projekten. Auf Basis der in Schritt 4 festgelegten gewichteten Risikofaktoren werden kritische Anlagen als wichtige Anlagen eingestuft und entsprechend ihren Auswirkungen auf das Gesamtrisiko für den gesamten Betrieb eingeordnet. In manchen Fällen werden wichtige Anlagen nach Zusatzausrüstungen eingeordnet, wenn diese eine kritische Funktion haben. Bei der Einstufung muss Folgendes bestimmt werden: 

• Die wichtigsten Anlagen
• Geringere Auswirkungen auf die Betriebssicherheit
• Zukunftsplanung des Kunden

6. Vorbeuge- und Abhilfemaßnahmen

Die Maßnahmen, die zum Erreichen der in Schritt 1 festgelegten Ziele in Bezug auf Produktionskapazität, Zeitablauf und Budget erforderlich sind, werden in diesem Schritt festgelegt. Bei diesen Maßnahmen kann es sich um Abhilfemaßnahmen zur Reduzierung des Sauerstoffs oder der Feuchtigkeit im System bzw. um Prozessänderungen handeln, um die Häufigkeit von Überwachungen/Probenahmen zu erhöhen. Die Art und Dauer der erforderlichen Vorbeuge- und Abhilfemaßnahmen ist auf die jeweilige Funktion, verbleibende Lebensdauer und Betriebshistorie der entsprechenden Anlagen abgestimmt. Sie können wie folgt eingestuft werden: 

• Keine Maßnahmen erforderlich
• Teilmaßnahme erforderlich
• Alle möglichen Maßnahmen erforderlich

1. 7. Kostenschätzung für Vorbeuge- und Abhilfemaßnahmen

2.  

Es ist eine Schätzung der Finanzmittel durchzuführen, die für die Umsetzung der Vorbeuge- und Abhilfemaßnahmen erforderlich sind. Die jährlichen Ausgaben für laufende Maßnahmen müssen bis zu dem Zeitpunkt bestimmt werden, an dem die Anlage außer Betrieb genommen oder ersetzt bzw. das Kraftwerk geschlossen wird.

8. Langfristiger Abhilfemaßnahmenplan mit Kosten

Der letzte Schritt im Mapping-Prozess ist die Vereinbarung der Maßnahmen, die zum Erreichen der in Schritt 1 des Prozesses festgelegten Ziele zu ergreifen sind. Zeitrahmen, Kosten und Zuständigkeiten für den langfristigen Abhilfemaßnahmenplan sind Leistungskennzahlen für die erfolgreiche Umsetzung.

4. Szenario: Mapping von Hilfstransformatoren in einem Kraftwerk

Anhand des nachfolgend beschriebenen Szenarios werden wir aufzeigen, wie die einzelnen Schritte des Mapping-Prozesses in der Praxis angewandt wurden. In diesem Fall geht es um das Mapping von Hilfstransformatoren in einem deutschen Kraftwerk. Die wichtigsten Faktoren für dieses Projekt und die Schritte, die für das Erreichen der operativen und wirtschaftlichen Ziele des Werks erforderlich sind, werden überprüft und quantifiziert.

Die Hilfssysteme in einem Kraftwerk werden über ein Mittelspannungssystem versorgt, meist 10 oder 6 kV. Unter normalen Betriebsbedingungen wird dieses System über die Hilfstransformatoren des Aggregats versorgt, die mit der Generatorsammelschiene verbunden sind. Wenn das Kraftwerk in Betrieb ist, wird die gesamte Hilfsleistung von diesen Transformatoren geliefert, und es ist somit keine externe Versorgung erforderlich (in unserem Fall 40 MVA 20/10,5/10,5 kV). Diese Transformatoren sind als wichtige Anlagen zu betrachten, da bei einem Ausfall oder einer Reparatur das gesamte Kraftwerk abgeschaltet werden muss und es dadurch zu einem Ausfall der Stromerzeugung kommt.

Die zweite Quelle ist eine externe Versorgung, die über das externe Netz gespeist wird (in unserem Fall 110/10,5/10,5 kV). Diese Versorgung wird für den Fall benötigt, dass der Generator nicht in Betrieb ist, die Sammelschiene nicht unter Spannung steht, aber auch zum Neustart der Anlage nach einem Ausfall. Da diese Transformatoren über genügend Redundanz verfügen, können sie nicht als wichtige Anlagen betrachtet werden. Die Priorität für alle Wartungsarbeiten oder Verbesserungen wird daher den Hilfsaggregaten eingeräumt, da deren Ausfall die Abschaltung des Kraftwerks und den Ausfall der Stromerzeugung bedeutet.

Standort: Kraftwerk in Deutschland

Herstellung: DDR

Betriebsjahre: 36

Nennspannung/Volt: 40 MVA 20/10,5/10,5 kV oder 110/10,5/10,5 kV

Typ: Block-Hilfsaggregat oder externe Versorgung

Zusätzlich: Dyy5 ONAF oder Yyy0 OFAF Kühlung OLTC

1. 1. 1. Feststellung der Ziele:

   Es musste ein Mapping der Hilfstransformatoren im Kraftwerk durchgeführt und ein vorbeugender Wartungsplan vorgeschlagen werden. Das Ziel war, die verbleibende Lebensdauer der Transformatoren zu ermitteln, eine geplante Abschaltung des kompletten Kraftwerks zu umgehen und die Kosten unter Kontrolle zu halten.
   Das primäre wirtschaftliche Ziel war, Reinvestitionen in das Kraftwerk zu reduzieren, da seine verbleibende Lebensdauer begrenzt war. Dazu musste ein vorzeitiger Ausfall vermieden werden. Der Gesamtzustand aller Aggregate konnte durch die Erstellung eines Zustandsprofils ermittelt werden.

   2. 2. Datenerhebung und Dokumentation:

      Der Gesamtzustand aller Aggregate musste durch die Erstellung eines Zustandsprofils für jeden Hilfstransformator ermittelt werden. Da der Kunde über eine umfassende und genaue Datenhistorie verfügte, war die Beurteilung des Transformatorzustands einfach. Bei der Auswertung der Daten wurde festgestellt, dass die Werte für den Polymerisationsgrad niedrig waren. Eine Gas-in-Öl-Analyse (DGA) zeigte außer hohen O₂-Werten und Wasser in Zellulose-Werten von unter 2 % keine negativen Auswirkungen auf. Der Furan-Gehalt im Öl lag unter dem feststellbaren Wert.

   3. 3. Diagnose:

      Mit Hilfe der Mapping-Methode wurde mit den in Schritt 2 ermittelten Daten der Alterungszustand aller Aggregate beurteilt und die Eignung ihres Design bewertet. Bei der Gas-in-Öl-Analyse wurden keine durch Wärme erzeugten Kohlenwasserstoffe festgestellt, und das deutet darauf hin, dass die Transformatoren eine gute Lastkapazität aufweisen. Der hohe O₂-Gehalt deutete darauf hin, dass die Transformatoren bald das Ende ihrer Lebensdauer erreichen könnten. Diese Schlussfolgerung wurde durch den niedrigen Furan-Gehalt unterstützt. Wegen der niedrigen Last hatten sich diese nicht gebildet bzw. sie wurden nicht bei der Ölaufbereitung entfernt. Es wurden keine bemerkenswerten Designfehler oder Kesselleckagen festgestellt.

   4.  

   5. 5. 5. 4. Risikobeurteilung:

            Der nächste Schritt im Mapping-Prozess ist die Ermittlung eines gewichteten Risikos für alle Aggregate im Kraftwerk und die Aufzeichnung dieser Informationen (in Tabelle 1 dargestellt). Die Aggregate, die ein höheres Risiko im System darstellten, wurden stärker gewichtet, auch wenn ihr Zustand nicht als ernsthaft eingestuft wurde.

         7. 5. Priorität der Wichtigkeitskriterien:

            Die Hilfsaggregate des Umspannwerks waren die Anlagen mit dem größten Risiko. Sie versorgen die Kühlsysteme, Ölpumpen, Laststufenschalter und andere wichtige Vorrichtungen mit Strom. Der Ausfall der Hilfsaggregate war ausschlaggebend, da der Ausfall dieser Transformatoren eine ungeplante Abschaltung des gesamten Kraftwerks bedeutete. In Tabelle 1 sind diese Transformatoren als höchste Priorität dargestellt, auch wenn ihr Zustand nicht so kritisch ist, wie es bei Transformatoren der externen Versorgung der Fall ist.

   6. 

   6. 6. 6. Vorbeuge- und Abhilfemaßnahmen:

         Für jedes Hilfsaggregat wurden verschiedene Maßnahmen vorgeschlagen. Diese wurden in drei Maßnahmenkategorien unterteilt: Sauerstoffreduzierung (O), Wasserreduzierung (W) und Regeneration (R). Spezifische Maßnahmen waren die Abdichtung des Transformators, um das Eindringen von Feuchtigkeit zu verhindern, die Verkürzung des Probenahmezyklus, und es wurde ein Ölwechsel zum Trocknen empfohlen. (Tabelle 1)

   6. 7. Es wurden Kostenvoranschläge für alle Optionen in Schritt 6 erstellt:

   8. Kostenvoranschläge für die empfohlenen Abhilfemaßnahmen wurden erstellt.

   10. 8. Langfristiger Abhilfemaßnahmenplan:

       Der letzte Schritt des Mapping-Prozesses war die Bestimmung der zu ergreifenden Abhilfemaßnahmen, damit alle Aggregate bis zur geplanten Abschaltung des gesamten Kraftwerks funktionierten. In der Tabelle sind die technischen und Finanzdaten als Grundlage für die Planung von Maßnahmen und Budgets zusammengefasst.

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   Fazit

   In diesem Artikel wurde der Mapping-Prozess für Transformatoren vorgestellt. An einem konkreten Beispiel wurde aufgezeigt, wie dieser Prozess für die Beurteilung der Risiken und möglichen wirtschaftlichen Auswirkungen des Ausfalls der Hilfstransformatoren in einem deutschen Kraftwerk verwendet wurde. Der Mapping-Prozess beschreibt die Auswirkungen und Maßnahmen, die erforderlich sind, um das Risiko zu mindern und den weiteren Betrieb des Kraftwerks bis zur geplanten Abschaltung zu gewährleisten. Die zum Erreichen dieses Ziels erforderlichen Schritte und Daten wurden aufgeführt.

   Wie oben beschrieben wird zuerst eine Beurteilung der Transformatoren im Kraftwerk durchgeführt, die zu einer Diagnose führt, und anhand dieser Diagnose werden dann die erforderlichen Vorbeugungs- und Abhilfemaßnahmen bestimmt. Mapping ist ein umfassender Prozess, die Beurteilung ist nur der erste Schritt eines ganzheitlichen Mapping-Plans. In zukünftigen Artikeln werden wir weitere Fallstudien präsentieren, die veranschaulichen, wie das Mapping des Transformatorbestands für die effektive Handhabung der vorbeugenden Wartung und Planung im Rahmen der Wartung von Leistungs- und Verteilertransformatoren verwendet werden kann.

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   Dieser Artikel wurde ursprünglich in der Fachzeitschrift Transformers Magazine veröffentlicht, und wird hier mit deren freundlicher Genehmigung nochmals veröffentlicht.