Mapeo como metodología de evaluación de riesgos y costos

Resumen

Los transformadores de generación, puesta en marcha y auxiliares se diseñan generalmente para funciones específicas dentro de un bloque operativo en una planta de energía.  La planificación, fabricación e instalación de transformadores de energía de diseño personalizado puede tardar muchos años en completarse.  Una vez en funcionamiento, la falla prematura de estos activos críticos antes de su Fin de Vida Útil (EOL) esperado, puede ser devastador para el propietario de la empresa de suministro eléctrico o industrial. El proceso de mapeo ayuda en la identificación proactiva de aquellos transformadores que pueden generar el mayor riesgo económico y de rendimiento. El proceso ayuda a identificar medidas de rectificación, conservación y acondicionamiento que aseguran que estos activos críticos funcionen a lo largo de su vida útil planificada.

Introducción

Nuestro artículo Mapeo de las poblaciones de transformadores se centró en el uso del proceso de mapeo como punto de partida para determinar las medidas adecuadas de rectificación y conservación que su equipo de mantenimiento debe tomar para garantizar que un bloque de transformadores sometidos a envejecimiento acelerado funcione a largo plazo.  Este artículo amplía el mapeo y la evaluación de riesgos para identificar las acciones necesarias para extender la vida útil de los transformadores sujetos a otras formas de riesgo, como el diseño y los riesgos externos aleatorios.  En casos de estos riesgos, el proceso de mapeo genera diferentes estrategias de rectificación y conservación para mejorarlos y controlarlos. Luego, estas estrategias se comparan para que la opción que mejor equilibre los riesgos se pueda implementar con una evaluación de las consideraciones operativas y financieras.  Usamos un ejemplo hipotético, basado en una experiencia de campo típica, para ilustrar estos conceptos.

Tipos de riesgos

Un bloque de transformadores es un sistema complejo.  Los transformadores y equipos auxiliares que componen un bloque de operación están interconectados y deben funcionar según lo diseñado para que el bloque cumpla con los objetivos de operación durante un período prolongado.  Los problemas del envejecimiento acelerado y su efecto sobre fallas prematuras ya se han abordado en artículos anteriores.   Un bloque de transformadores también puede estar en riesgo debido a un diseño y/o mano de obra deficientes que crean debilidades funcionales en un transformador. Estos, a su vez, pueden caer en cascada por todo el sistema y causar cortes, incendios u otros problemas de rendimiento del sistema en el bloque de transformadores.  Los defectos como las uniones soldadas deficientes o el sellado defectuoso de la junta del cabezal pueden aumentar el riesgo de falla de una pieza individual del equipo o de todo el bloque de transformadores.   Los factores aleatorios como los rayos, los desastres naturales o los cortocircuitos crean otra forma de riesgo difícil de predecir.

El término Fin de la Vida Útil (EOL) se usa comúnmente para describir el momento en que un transformador deja de funcionar.  Este término es impreciso ya que no transmite las acciones que se pueden tomar para reducir los riesgos que más afectan a un bloque de transformadores.  Estas acciones podrían incluir el reacondicionamiento del aceite y el monitoreo en el caso de envejecimiento acelerado o la creación de redundancia en el sistema para protegerlo de la falla repentina de activos críticos.  Un término útil, utilizado en este artículo, es sustancia restante (RS), que transmite el concepto de un activo valioso que se puede consumir o conservar dependiendo de cómo se gestionen los riesgos. La disminución de RS es exponencial si no se toman las medidas adecuadas de manera proactiva.  Es importante instituir las medidas correctivas y/o de conservación de forma anticipada para que el RS pueda conservarse en buenas condiciones de funcionamiento durante toda la vida útil requerida del transformador.  La experiencia de campo sugiere que una vez que RS alcanza el 60%, la vida útil restante del transformador es de solo seis años.  Si se toman las medidas adecuadas y oportunas para gestionar los factores de riesgo, la vida útil del transformador se puede extender por otros 10 a 15 años.  El siguiente cuadro muestra las trayectorias de RS con y sin medidas de conservación.

Las mediciones del contenido de agua por debajo del 2 % hasta más del 3 % comprenden un rango a partir del cual se mide el envejecimiento acelerado. El diseño de sellado adecuado es un medio para reducir el impacto del O₂ en la despolimerización.  La desgasificación parcial ha demostrado ser un método eficaz para restaurar los niveles de O₂ al 30 % de sus valores saturados.

Fallas de tipo 1: la degradación relacionada con la edad de los ensamblajes electromecánicos tales como bujes, OLTC y del aislamiento sólido puede contribuir a la falla del bloque de transformadores.  Los riesgos causados por el envejecimiento acelerado se cuantifican en el proceso de mapeo a través de DGA y pruebas de fluidos del transformador.  Estos procedimientos de prueba proporcionan indicaciones del nivel de despolimerización del aislamiento sólido en el transformador, ya que no se puede medir directamente.  El nivel y la tasa de exposición de la celulosa a los aceleradores del envejecimiento, como la alta temperatura, la humedad, el oxígeno (O₂) y los ácidos, son los puntos de partida de este proceso.  Estos influyen en las propiedades físicas y eléctricas del transformador e influyen en la tasa de envejecimiento acelerado.

Los riesgos de tipo 1 se determinan con precisión gracias a una mayor sofisticación de las metodologías y tecnologías de prueba.  Una vez que se cuantifican los efectos de los aceleradores, se pueden tomar medidas para conservar el aislamiento de celulosa para extender la vida útil del transformador.  Estas medidas incluyen el monitoreo de gas y la regeneración de aceite.  Si se manejan correctamente, los riesgos de Tipo 1 se pueden controlar para ralentizar la degradación relacionada con el envejecimiento y el EOL de un transformador. Es importante comprender que incluso cuando se toman las medidas adecuadas, el transformador seguirá envejeciendo, pero a un ritmo más lento que de lo contrario.  Esto significa que la probabilidad de falla por los riesgos de tipo 1 aumenta con el tiempo.

Fallas de Tipo 2: El diseño inadecuado o la construcción deficiente de un transformador a menudo causan condiciones repentinas de EOL. El diseño inadecuado del sistema de enfriamiento de un transformador crea un sobrecalentamiento, que a su vez contribuye a un envejecimiento acelerado y una mayor probabilidad de falla prematura. Una mano de obra deficiente en las juntas de soldadura da como resultado la posibilidad de que ocurran fugas de aceite o la entrada de humedad y gases atmosféricos en el transformador, lo que nuevamente causa un envejecimiento acelerado que conduce a una falla prematura. Los riesgos de Tipo 2 pueden desarrollarse cuando el diseño deficiente o la mano de obra de mala calidad de un nuevo transformador provocan la falla prematura del transformador, lo que resulta en una pérdida considerable de ingresos y costos de reparación/reemplazo. Comprender cómo reacciona el nuevo equipo a las condiciones reales del campo cuando se conecta al equipo existente en el bloque lleva tiempo.

La probabilidad de que ocurran fallas de Tipo 2 comienza en un nivel alto, pero con el tiempo, disminuye a medida que se revisa el transformador y se realizan ajustes para optimizar su desempeño.  La investigación adecuada puede llevar años antes de que la probabilidad de falla alcance niveles normales.

Fallos de tipo 3: las influencias externas, como los rayos o los cortocircuitos, a menudo generan fallos repentinos y catastróficos del transformador. El riesgo de un rayo no se puede cuantificar debido a la incertidumbre del momento y la gravedad del impacto. No obstante, el cortocircuito de una red de terceros o un transformador de estación también puede crear este tipo de riesgo. El riesgo de Tipo 3 es incontrolable y ocurre al azar. Los riesgos de Tipo 3 se incorporan al proceso de mapeo centrándose en los transformadores, que están más expuestos a esta incertidumbre.

La incertidumbre que rodea a las fallas de Tipo 3 hace que sean difíciles de predecir.  Como tal, el costo en caso de una falla de Tipo 3, a menudo se usa como un indicador del riesgo. Estas medidas incluyen la pérdida de ingresos por una pérdida de producción de energía durante un período o el costo de comprar energía en el mercado abierto.  El riesgo de Tipo 3 no aumenta ni disminuye con el tiempo y se puede considerar como una distribución de probabilidad uniforme durante la vida útil del bloque. Las fallas de Tipo 3 son especialmente peligrosas cuando afectan a activos debilitados que provocan una cascada de interrupciones en otras unidades del bloque.

Razones para el mapeo

Todos los transformadores están expuestos a diversos riesgos.  Envejecen con el tiempo causando fallas prematuras. Un diseño deficiente puede crear debilidades funcionales, que solo se detectan cuando se opera a lo largo del tiempo. Los riesgos aleatorios relacionados con el clima o la red pueden causar el apagado completo del bloque de transformadores. El proceso de mapeo descrito en este artículo se utiliza para identificar el riesgo al que está expuesto un bloque de transformadores y qué acciones son necesarias para contrarrestar el impacto negativo que tienen en el rendimiento. El proceso también toma en cuenta los objetivos del propietario de la planta, que pueden incluir el transcurso del tiempo para el cierre de la planta o extensiones operativas, metas financieras o de seguridad.  Si no se mantiene adecuadamente, es posible que no se alcance la justificación financiera original del transformador y el bloque funcional en el que opera.  El resultado final del proceso de mapeo es proporcionar múltiples opciones que el propietario de la planta puede seleccionar en función de un nivel de riesgo aceptable y el compromiso económico requerido.

El proceso de mapeo

El proceso de mapeo consta de ocho pasos.  Cada paso aporta al siguiente, lo que da como resultado la evaluación de diferentes acciones de reemplazo, remediación y conservación a largo plazo que se pueden tomar para reducir los riesgos de la EOL.  Estos planes de acción identifican sus costos y riesgos asociados para permitir al operador del bloque transformadores seleccionar las acciones más adecuadas para cumplir con los objetivos de la planta.

Los pasos del proceso de mapeo se describirán utilizando el siguiente escenario:

Descripción del escenario

Con el fin de garantizar que los transformadores en una planta combinada de calor y energía (CHP) funcionen hasta su cierre planificado en seis años, se desarrolló un plan de conservación para la planta. La fase inicial de este plan fue la regeneración de fluido aislante para transformadores de alta tensión, puesta en marcha y suministro de estación.  Un año después del inicio del plan de preservación, se inició la segunda fase de acciones de acondicionamiento y conservación a un transformador elevador de voltaje proveniente del generador (GSU) cuando se instaló una unidad de acondicionamiento transportable.  En el tercer año del proceso de conservación se instaló una segunda unidad de acondicionamiento para aumentar aún más el acondicionamiento de un segundo transformador GSU.

Los datos que se recopilaron de los sistemas de monitoreo de gas en línea durante los primeros tres años del programa de extensión de la vida útil proporcionaron una cantidad considerable de información de referencia sobre la tendencia de la RS. El análisis de estos datos planteó la posibilidad de una vida útil más prolongada.  Debido a esto, se decidió aumentar la evaluación de activos críticos en la planta. El alcance se cambió para incluir la evaluación de tres escenarios donde se evaluarían el costo y los riesgos de un período de operación más largo.  Los tres escenarios permitirían al propietario de la planta comparar las diferentes alternativas para poder determinar si era factible la extensión de un período adicional de diez años y, de ser así, qué sería lo mejor para lograrlo. La motivación para este alcance más amplio fue determinar si la planta podría continuar generando ingresos por producción de energía y calefacción a un costo razonable sin incurrir en riesgos operativos considerables.

Los pasos del mapeo para lograr esta evaluación más amplia del CHP son los siguientes:

Paso de mapeo 1: Declaración de objetivos

Identificar las opciones de extensión de la vida útil disponibles para el bloque de transformadores de CHP con vistas a garantizar un funcionamiento seguro y confiable hasta el apagado programado de la planta en 12 años.  Proporcionar al propietario del activo una evaluación completa de riesgo/recompensa de las opciones propuestas.

Paso de mapeo 2: Recolección de datos y documentación

Debe estar disponible un historial completo de los siguientes datos y debe incluir:

• Análisis de gases disueltos (DGA): la recopilación de datos históricos sobre los cambiantes tipos y niveles de ciertos gases es una fase esencial del proceso de mapeo.
• Estas medidas del estado del aceite incluyen acidez del aceite, tensión interfacial (IFT), voltaje de ruptura (BVD), contenido de furano y contenido de inhibidor.
• También se deben recopilar datos de mantenimiento y fallas.

Un objetivo clave de esta etapa del proceso de mapeo es comenzar a comprender las interacciones de los aceleradores del envejecimiento y su influencia en el proceso de envejecimiento, como se indica en el siguiente diagrama:

Paso de mapeo 3: Análisis de los datos

El análisis DGA en esta etapa proporciona los datos a partir de los cuales se identifican los diagnósticos y los riesgos de la condición del transformador.
La medición del impacto del envejecimiento del aceite en los transformadores de energía indica la aceleración de la tasa de envejecimiento y las acciones necesarias para mejorarla.
El historial y los datos de mantenimiento pueden mostrar cuándo y cómo se produjeron las anomalías mecánicas y registrar el diseño mecánico de las piezas reemplazadas, como los sistemas de refrigeración y el On Load Tap Changer [cambiador de tomas bajo carga] (OLTC).

La siguiente tabla muestra el número y la función de los 10 transformadores en el CHP y su evaluación EOL.

Los datos recopilados en el Paso 2 se utilizan para desarrollar una comprensión de las áreas potenciales de riesgo y las posibles estrategias de reemplazo, rectificación y conservación necesarias para extender la vida útil de este bloque de transformadores de cogeneración por otros 10 años.

La condición de envejecimiento de cada transformador se evaluó en función de una serie de factores derivados del monitoreo continuo de gas y las tendencias de los indicadores.   Se llevaron a cabo cálculos de vida útil restante para cada transformador y cada transformador se asignó a una categoría de vida útil restante como se muestra arriba.  También se evaluaron otros factores como la capacidad de carga, RS y la posibilidad de averías avanzadas (PoAB) debido a los riesgos de Tipo 2-3.

Paso de mapeo 4: Evaluación de riesgos

Transformador GSU1: Este transformador elevador del generador muestra una clasificación de sustancia ligeramente reducida debido a una serie de factores.  Estos incluyen un mayor consumo de O₂ y una alta tasa de resaturación de furano, lo que indica un envejecimiento acelerado.  Algunos indicios de altas temperaturas en algunas zonas sugieren una sobrecarga de este transformador.  La acidez del aceite fue buena.  Se determinó que GSU1 necesitaría operar con acondicionamiento de gas simultáneo para ralentizar el proceso de envejecimiento del O₂.  La vida útil restante estimada es de cuatro años.

Transformador GSU2: Esta unidad elevadora del generador está en condiciones ligeramente mejores que el GSU1.  Mientras que RS está en el mismo rango, una filtración en un interruptor de desvío muestra acetileno en el sistema acompañado de una descarga parcial.  Como se recomendó para el GSU1, el GSU2 debe operarse con la unidad de acondicionamiento de gas simultánea compartida.  La vida útil restante estimada es de más de cinco años.

Transformador GSUOLD1: Este transformador elevador del generador está en condiciones precarias.  Se puede utilizar como respaldo solo en condiciones controladas.  La vida útil restante estimada es de menos de dos años.

Transformador GSUSPARE1: Este transformador se adquirió de una central eléctrica de gas de carga máxima. hace años.  Se encuentra en excelentes condiciones, a pesar de sus 15 años (estuvo en funcionamiento unos 2 años).  Los datos disponibles no son confiables ya que se tomaron muestras de gas mientras el transformador no estaba funcionando. La inspección de sus bujes muestra algunas desviaciones de capacitancia que crean riesgo de incendio.  Si la nueva prueba confirma que las desviaciones capacitivas permanecen y la prueba TANδ muestra una fuga de voltaje, se recomienda reemplazar los bujes.  La vida útil restante estimada es de más de 10 años.

Transformadores auxiliares AUX1-AUXB11: AUX 1 y 2 muestran algunos problemas causados por selectores de tomas defectuosos e interruptores de derivación con fugas que causan niveles altos de H₂.  AUX3, AUX4, AUX5 y AUXB11 mostraron lecturas inconsistentes de humedad disminuida con BDV más alto. Esto podría deberse a la falta de datos dados a conocer acerca de estas unidades.  La vida útil restante estimada para AUX1, AUX2 y AUX3 es de aproximadamente 5 años.  La vida útil restante estimada para los auxiliares restantes es de más de cinco años.

Paso de mapeo 5: Clasificación de las unidades en base a criterios de prioridad de importancia

Los transformadores clave en el CHP (tabla 2) son los GSU, GSU1 y GSU2. El GSUOLD1 más antiguo redundante tiene la mayor probabilidad de no alcanzar el límite operativo extendido de 10 años.  El despliegue permanente de las unidades de acondicionamiento existentes reducirá el riesgo Tipo 1 de falla prematura de GSUOLD1 si es necesario utilizarlo como respaldo, pero el riesgo no se puede eliminar por completo.  La redundancia y la excelente funcionalidad de GSUSPARE1 también reducen el riesgo operativo para el grupo de transformadores GSU. La adquisición de nuevos GSU casi garantizaría alcanzar la extensión de 10 años, pero puede introducir riesgos de Tipo 2 y financieros en la reventa o el despliegue al cierre de CHP.

Los transformadores auxiliares son un grupo más riesgoso, pero tienen menos impacto en el funcionamiento de CHP.  La redundancia en este grupo es suficiente para minimizar la mayoría de los riesgos para toda la planta. La conexión de AUX1 a una fuente de energía externa reducirá aún más el riesgo de perder ingresos debido a una disminución en la capacidad de generación de la planta debido a una falla prematura.

 Paso de mapeo 6: Medidas preventivas y de conservación

Los escenarios definidos a continuación están destinados a revelar los diferentes riesgos que pueden surgir cuando se toman medidas de reemplazo, rectificación y conservación:

Escenario 1: Sin adquisición de transformadores nuevos y sin acceso a transformadores de reserva para redundancia.  Posibilidad de pérdida de transformador de red de terceros cerca de CHP.  Este escenario está expuesto a un alto riesgo de Tipo 3 con una falla extensa o total de la planta debido a la falta de respaldo de los transformadores GSU en caso de falla de un transformador de red de terceros.  Además, una falla de una de los GSU reduciría la generación de ingresos de la producción de energía en un 50%, como se ilustra en la tabla del escenario 1. También se pueden perder los ingresos por generación de calefacción.

Escenario 2: Invertir en tres sistemas de acondicionamiento y conservación RS y reemplazar el antiguo GSU1 por un transformador de reserva más nuevo.  Este escenario proporciona respaldo para los GSU y repuestos para los transformadores auxiliares de puesta en marcha y suministro de la estación.  Junto con la adquisición de más unidades de conservación y acondicionamiento para los transformadores auxiliares existentes, el riesgo de Tipo 1 debido a su envejecimiento acelerado se puede reducir de modo que se pueda lograr la extensión requerida de 10 años de vida útil.  El cambio del GSU1 más antiguo por una reserva más nueva reducirá parte del riesgo de Tipo 1.  Adquirir nuevos transformadores de respaldo para la puesta en marcha y suministro de estaciones para redundancia.  Esto aumenta el riesgo de Tipo 2 que disminuirá con el tiempo.  Además, la adición de una conexión a un transformador de red externo para permitir el suministro desde el exterior del bloque reducirá el riesgo de Tipo 3 en el caso de un evento de riesgo al azar.  Este escenario está expuesto a algunos riesgos de Tipo 2 y 3.

Escenario 3:  Cambiar el GSU1 por un GSU recién adquirido. Cambiar el GSU2 por el GSUSPARE1. El GSU2 se puede utilizar como respaldo. Adquirir tres unidades de respaldo para las unidades auxiliares.  El GSU1 y el GSU2 pueden ser transformadores GSU de respaldo para los nuevos GSU y GSUSPARE1 que se convierten en los GSU operativos de la planta.  Adquirir tres unidades de conservación y acondicionamiento para rotar entre las seis unidades auxiliares operativas. Reemplazo de interruptores y bujes defectuosos.  Este escenario está expuesto a niveles similares de riesgos de Tipo 2 y 3.  Además, existe cierto riesgo financiero creado en caso de que el GSU no se venda o se vuelva a poner en servicio al final de la extensión de diez años.

Paso de mapeo 7: Estimaciones de costos del escenario y exposición al riesgo

Se resumen los costos y beneficios de cada opción.

Paso de mapeo 8: Plan de conservación a largo plazo

Sobre la base del análisis económico y los riesgos asociados de cada uno de estos escenarios, el Escenario 1 puede rechazarse de plano ya que los beneficios se compensan con el nivel de riesgo en caso de que falle cualquiera de los activos clave.  Se calcula que la pérdida de producción de energía de esta planta podría ascender hasta 200.000€ por día.  Con un plazo de entrega de 18 meses para recibir un transformador de reemplazo, esta pérdida diaria de ingresos continuaría aumentando.  Como se trata de una operación CHP, los ingresos por calefacción también se perderían durante los meses de invierno.

Si se selecciona el Escenario 2 como el enfoque a largo plazo para extender la vida útil de CHP, los riesgos tanto técnicos como económicos serán bajos.  Las unidades de respaldo para el GSU y el transformador auxiliar minimizarán gran parte del riesgo en caso de un cortocircuito de un transformador de red de terceros o una unidad auxiliar de arranque o suministro.  Las unidades de acondicionamiento y monitoreo garantizarán que se conserve el RS para reducir el riesgo de envejecimiento acelerado en las unidades más antiguas.

Si se selecciona el Escenario 3, los riesgos de Tipo 2 aumentarían, pero el perfil de riesgo general sería un poco más alto que el perfil del Escenario 2.   Los beneficios del escenario 3 se obtienen con una inversión mucho mayor en equipos nuevos que en el Escenario 2.  La mayor inversión también genera un riesgo financiero si hay un retraso considerable en la venta o puesta en servicio de los nuevos GSU después del período de extensión de diez años.

Resumen 

Este artículo ha mostrado cómo se puede utilizar el proceso de mapeo para cuantificar el riesgo técnico, económico y financiero de las poblaciones de transformadores.  Las causas de la falla del transformador, p. ej. diseño/mano de obra deficiente, fenómenos externos aleatorios y envejecimiento acelerado determinan el nivel de incertidumbre al que está expuesto un bloque de transformadores.  Sobre la base del nivel de incertidumbre y con respecto a un mayor nivel de incertidumbre, se pueden desarrollar medidas apropiadas de remediación y preservación/conservación para asegurar que se cumplan los objetivos tanto técnicos como económicos.

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