La cartographie comme méthode d’évaluation des risques et des coûts

Synthèse

Les transformateurs de production, de démarrage et auxiliaires sont généralement conçus pour des fonctions spécifiques au sein d’un bloc d’exploitation dans une centrale électrique.  La planification, la fabrication et l’installation de transformateurs électriques conçus sur mesure peuvent prendre plusieurs années.  Une fois en service, la défaillance prématurée de ces équipements essentiels avant leur fin de vie prévue peut être dévastatrice pour le propriétaire de la compagnie d’électricité ou de l’entreprise industrielle. Le processus de cartographie aide à l’identification proactive des transformateurs qui peuvent créer le plus de risques économiques et de performance. Le processus permet d’identifier les actions de réhabilitation, de conservation et de conditionnement qui garantissent que ces équipements essentiels fonctionnent tout au long de leur durée de vie prévue.

Introduction

Notre article Cartographie des parcs de transformateurs portait sur l’utilisation du processus de cartographie comme point de départ pour déterminer les mesures de réhabilitation et de conservation appropriées que votre équipe de maintenance doit prendre pour garantir la performance à long terme d’un bloc de transformateurs soumis à un processus de vieillissement accéléré.  Cet article s’appuie sur la cartographie et l’évaluation des risques pour identifier les actions requises pour prolonger la durée de vie des transformateurs soumis à d’autres formes de risques comme les aléas de conception et les risques externes accidentels.  En présence de ces risques, le processus de cartographie génère différentes stratégies de réhabilitation et de conservation pour les atténuer et les contrôler. Ces stratégies sont ensuite comparées afin que l’option qui équilibre le mieux les risques puisse être mise en œuvre avec une évaluation des considérations opérationnelles et financières.  Nous utilisons un exemple hypothétique, basé sur une expérience de terrain classique, pour illustrer ces concepts.

Types de risques

Un bloc de transformateurs est un système complexe.  Les transformateurs et les équipements auxiliaires qui composent un bloc opérationnel sont interconnectés et doivent fonctionner comme prévu pour que le bloc atteigne les objectifs opérationnels sur une période prolongée.  Les questions du vieillissement accéléré et de son effet sur la défaillance prématurée ont déjà été abordées dans des articles précédents.   Un bloc de transformateurs peut également être à risque en raison d’une conception et/ou d’une fabrication médiocres qui créent des faiblesses fonctionnelles dans un transformateur. Ceux-ci, à leur tour, peuvent se propager dans tout le système et provoquer des pannes, des incendies ou d’autres problèmes de performance du système dans le bloc de transformateurs.  Des défauts tels que des soudures de mauvaise qualité ou une étanchéité défectueuse du joint principal peuvent augmenter le risque de défaillance d’une pièce individuelle ou du bloc entier de transformateurs.   Les facteurs aléatoires tels que la foudre, les catastrophes naturelles ou les courts-circuits créent une autre forme de risque difficile à prévoir.

Le terme « Fin de vie » (EOL) est couramment utilisé pour décrire le moment où un transformateur devient inopérant.  Ce terme est imprécis car il ne traduit pas les actions qui peuvent être prises pour réduire les risques qui affectent le plus un bloc de transformateurs.  Ces actions peuvent inclure une remise en état et une surveillance de l’huile dans le cas d’un vieillissement accéléré ou la création d’une redondance dans le système pour se protéger contre la défaillance brutale des équipements essentiels.  Un terme utile, utilisé dans cet article, est la substance résiduelle (SR), qui traduit le concept d’un élément de valeur qui peut être consommé ou conservé en fonction de la manière dont les risques sont gérés. Le déclin de la SR est exponentiel si les mesures appropriées ne sont pas prises de manière proactive.  Il est important de mettre en place les mesures correctives et/ou de conservation suffisamment tôt pour que la SR puisse être conservée en bon état de fonctionnement pendant toute la durée de vie requise du transformateur.  L’expérience sur le terrain suggère que lorsque la SR atteint 60 %, la durée de vie restante du transformateur n’est que de six ans.  En prenant des mesures appropriées et opportunes pour gérer les facteurs de risque, la durée de vie du transformateur peut être prolongée de 10 à 15 ans.  Le graphique ci-dessous illustre les évolutions de la SR avec et sans mesures de sauvegarde.

Les mesures de la teneur en eau, de moins de 2 % à plus de 3 %, constituent une fourchette à partir de laquelle le vieillissement accéléré est mesuré. Une conception appropriée des joints est un moyen de réduire l’impact de l’O₂ sur la dépolymérisation.  Le dégazage partiel s’est avéré être un moyen efficace pour rétablir les niveaux d’O₂ à 30 % de leurs valeurs saturées.

Défaillances de type 1– La dégradation liée à l’âge des assemblages électromécaniques tels que les bagues, les OLTC et l’isolation solide peut contribuer à la défaillance du bloc de transformateurs.  Les risques causés par le vieillissement accéléré sont quantifiés dans le processus de cartographie grâce à l’AGD et aux tests sur les fluides des transformateurs.  Ces procédures de test fournissent des indications sur le niveau de dépolymérisation de l’isolation solide dans le transformateur, car il ne peut pas être mesuré directement.  Le niveau et le taux d’exposition de la cellulose aux accélérateurs de vieillissement tels que les hautes températures, l’humidité, l’oxygène (O₂) et les acides sont les points de départ de ce processus.  Ceux-ci influencent les propriétés physiques et électriques du transformateur et influencent la vitesse du vieillissement accéléré.

Les risques de type 1 sont déterminés avec précision grâce à la finesse accrue des méthodologies et des technologies de test d’aujourd’hui.  Une fois les effets des accélérateurs quantifiés, des mesures de conservation de l’isolation en cellulose peuvent être prises pour prolonger la durée de vie du transformateur.  Ces mesures comprennent la surveillance des gaz et la régénération de l’huile.  S’ils sont gérés correctement, les risques de type 1 peuvent être contrôlés pour ralentir la dégradation liée à l’âge et la fin de vie d’un transformateur. Il est important de comprendre que même si les mesures appropriées sont prises, le transformateur continuera à vieillir mais à un rythme plus lent qu’autrement.  Cela signifie que la probabilité de défaillance due aux risques de type 1 augmente avec le temps.

Défaillances de type 2– Une conception inadéquate ou une mauvaise construction d’un transformateur sont souvent à l’origine de brusques fins de vie. La conception inadéquate du système de refroidissement d’un transformateur entraîne une surchauffe, qui contribue à son tour à un vieillissement accéléré et à une probabilité accrue de défaillance prématurée. La mauvaise réalisation des joints de soudure ouvre la voie à des fuites d’huile ou à la pénétration d’humidité et de gaz atmosphériques dans le transformateur, ce qui accélère le vieillissement et entraîne une défaillance prématurée. Les risques de type 2 peuvent se développer lorsque la mauvaise conception ou la mauvaise qualité de fabrication d’un nouveau transformateur entraîne la défaillance prématurée de celui-ci, ce qui entraîne une perte de revenus et des coûts de réparation/remplacement importants. Comprendre comment le nouvel équipement réagit aux conditions réelles du terrain lorsqu’il est connecté à l’équipement existant dans le bloc prend du temps.

La probabilité de défaillances de type 2 commence à un niveau élevé, mais avec le temps, elle diminue au fur et à mesure que le transformateur est contrôlé et que des ajustements sont effectués pour optimiser ses performances.  Un contrôle adéquat peut demander des années avant que la probabilité d’échec n’atteigne des niveaux normaux.

Défaillances de type 3– Les influences externes telles que la foudre ou les courts-circuits génèrent souvent des défaillances soudaines et catastrophiques des transformateurs. Le risque lié à un coup de foudre n’est pas quantifiable en raison de l’incertitude quant au moment et à la gravité du choc. Cependant, le court-circuit du transformateur d’un réseau ou d’une station tiers peut également créer ce type de risque. Le risque de type 3 est incontrôlable et aléatoire. Les risques de type 3 sont intégrés dans le processus de cartographie en se concentrant sur les transformateurs, qui sont les plus exposés à cette incertitude.

L’incertitude entourant les défaillances de type 3 les rend difficiles à prévoir.  En tant que tel, le coût en cas de défaillance de type 3 est souvent utilisé comme un indicateur du risque. Ces mesures comprennent le manque à gagner résultant d’une perte de production d’électricité pendant une certaine période ou le coût d’achat d’électricité sur le marché libre.  Le risque de type 3 n’augmente ni ne diminue avec le temps et peut être considéré comme une distribution de probabilité uniforme sur la durée de vie du bloc. Les défaillances de type 3 sont particulièrement dangereuses lorsqu’elles touchent des équipements affaiblis qui provoquent une cascade de pannes sur d’autres unités du bloc.

Justifications de la cartographie

Tous les transformateurs sont exposés à divers risques.  Ils vieillissent avec le temps, ce qui provoque une défaillance prématurée. Leur mauvaise conception peut créer des faiblesses fonctionnelles, qui ne sont détectées que lors du fonctionnement dans le temps. Des risques aléatoires liés aux conditions météorologiques ou au réseau peuvent entraîner l’arrêt complet du bloc de transformateurs. Le processus de cartographie décrit dans cet article est utilisé pour identifier les risques auxquels un bloc de transformateurs est exposé et les actions nécessaires pour contrer l’impact négatif qu’ils ont sur la performance. Le processus tient également compte des objectifs du propriétaire de la centrale, qui peuvent inclure le moment de l’arrêt de la centrale ou des prolongations d’exploitation, des objectifs financiers ou de sécurité.  S’il n’est pas entretenu correctement, la justification financière initiale du transformateur et du bloc fonctionnel dans lequel il fonctionne peut ne pas être atteinte.  Le résultat final du processus de cartographie est de fournir plusieurs options que le propriétaire de l’usine peut sélectionner en fonction d’un niveau de risque acceptable et de l’engagement économique requis.

Le processus de cartographie

Le processus de cartographie consiste en huit étapes.  Chaque étape s’appuie sur la suivante et aboutit à l’évaluation des différentes actions de remplacement, de réhabilitation et de conservation à long terme qui peuvent être prises pour réduire les risques de fin de vie.  Ces plans d’action identifient les coûts et les risques associés afin de permettre à l’exploitant du bloc de transformateurs de sélectionner les actions les mieux adaptées aux objectifs de la centrale.

Les étapes du processus de cartographie seront décrites à l’aide du scénario suivant :

Description du scénario

Afin de garantir que les transformateurs d’une centrale de cogénération (CHP) fonctionneront jusqu’à sa fermeture prévue dans six ans, un plan de préservation a été élaboré pour la centrale. La phase initiale de ce plan consistait à régénérer le fluide isolant des transformateurs haute tension, de démarrage et d’alimentation des stations.  Un an après le début du plan de préservation, la deuxième phase des actions de conditionnement et de conservation de l’un des transformateur élévateur (GSU) a commencé avec l’installation d’une unité de conditionnement transportable.  Au cours de la troisième année du processus de conservation, une deuxième unité de conditionnement transportable a été installée pour renforcer le conditionnement d’un deuxième transformateur GSU.

Les données recueillies par les systèmes de surveillance des gaz en ligne au cours des trois premières années du programme d’extension de la durée de vie ont fourni une quantité importante d’informations de base sur la tendance des SR. L’analyse de ces données a soulevé la possibilité d’une prolongation de la durée de vie.  Pour cette raison, il a été décidé de renforcer l’évaluation des éléments essentiels de la centrale. La portée a été modifiée pour inclure l’évaluation de trois scénarios dans lesquels le coût et les risques d’une période d’exploitation plus longue seraient évalués.  Les trois scénarios permettraient au propriétaire de l’usine de comparer les différentes alternatives afin de déterminer si une nouvelle prolongation de dix ans est envisageable et, dans l’affirmative, quel serait le meilleur plan d’action. La motivation de ce champ d’application plus large était de déterminer si la centrale pouvait continuer à générer des revenus de production d’électricité et de chaleur à un coût raisonnable sans encourir de risques opérationnels importants.

Les étapes de la cartographie pour accomplir cette évaluation plus large de la CHP sont les suivantes :

Cartographie étape 1 : Déclaration des objectifs

Identifier les options de prolongation de la durée de vie disponibles pour le bloc de transformateurs de la centrale de cogénération afin d’assurer un fonctionnement sûr et fiable jusqu’à un arrêt prolongé de la centrale prévu dans 12 ans.  Fournir au propriétaire de la centrale une évaluation complète des risques et des avantages des options proposées.

Cartographie étape 2 : Collecte de données et documentation

Un historique complet des données suivantes doit être disponible et doit inclure :

• Analyse des gaz dissous (AGD) – La collecte de données historiques sur les types et les niveaux changeants de certains gaz est une phase critique du processus de cartographie.
• Ces mesures de l’état de l’huile comprennent l’acidité de l’huile, la tension interfaciale (IFT), la tension de claquage (BVD), la teneur en furane et la teneur en inhibiteurs.
• Il faut également collecter des données sur la maintenance et les défaillances.

Un objectif clé de cette étape du processus de cartographie est de commencer à comprendre les interactions des accélérateurs de vieillissement et leur influence sur le processus de vieillissement, comme indiqué dans le diagramme ci-dessous :

Cartographie étape 3 : Analyse des données

L’analyse AGD à ce stade fournit les données à partir desquelles les diagnostics de l’état des transformateurs et les risques sont identifiés.
La mesure de l’impact du vieillissement de l’huile sur les transformateurs de puissance indique l’accélération du taux de vieillissement et les actions nécessaires pour l’améliorer.
L’historique et les données de maintenance peuvent montrer quand et comment les anomalies mécaniques se sont produites et enregistrer la conception mécanique des pièces remplacées, telles que les systèmes de refroidissement et les changeurs de prises (OLTC)

Le tableau ci-dessous indique le nombre et la fonction des 10 transformateurs de la CHP et leur évaluation de fin de vie.

Les données recueillies à l’étape 2 sont utilisées pour comprendre les zones de risque potentielles et les stratégies de remplacement, de réhabilitation et de conservation nécessaires pour prolonger de 10 ans la durée de vie de ce bloc de transformateurs de cogénération.

L’état de vieillissement de chaque transformateur a été évalué sur la base d’un certain nombre de facteurs dérivés de la surveillance continue des gaz et des tendances des indicateurs.   Des estimations de la durée de vie restante de chaque transformateur ont été faites et chaque transformateur a été assigné à une catégorie de durée de vie restante comme indiqué ci-dessus.  D’autres facteurs tels que la capacité de charge, la SR et le risque de panne avancée (PoAB) dû aux risques de type 2-3 ont également été évalués.

Cartographie étape 4 : Évaluation des risques

Transformateur GSU1– Ce transformateur élévateur (GSU) présente un niveau de classement des substances légèrement réduit en raison d’un certain nombre de facteurs.  Il s’agit notamment d’une consommation plus élevée d’O₂ et d’un taux élevé de resaturation des furanes qui indiquent un certain vieillissement accéléré.  Des indications de chaleur élevée dans certaines zones suggèrent une surcharge de ce transformateur.  L’acidité de l’huile était bonne.  Il a été déterminé que le GSU1 devrait fonctionner avec un conditionnement simultané du gaz pour ralentir le processus de vieillissement lié à l’O₂  La durée de vie restante est estimée à quatre ans.

Transformateur GSU2– Ce transformateur élévateur (GSU) est en légèrement meilleure condition que GSU1.  Alors que la SR est dans la même gamme, une fuite dans un commutateur de dérivation fait apparaître de l’acétylène dans le système accompagné d’une décharge partielle.  Comme il est recommandé pour GSU1, GSU2 doit être exploité avec l’unité de conditionnement de gaz simultané partagée.  La durée de vie restante estimée est supérieure à cinq ans.

Transformateur GSUOLD1-Ce transformateur élévateur (GSU) est dans un état précaire.  Il ne peut être utilisé comme solution de secours que dans des conditions contrôlées.  La durée de vie restante est estimée à moins de deux ans.

Transformateur GSUSPARE1– Ce transformateur a été acquis auprès d’une centrale électrique de pointe alimentée au gaz il y a des années.  Il est en excellent état, malgré ses 15 ans (il a été en service pendant environ 2 ans).  Les données disponibles ne sont pas fiables car les échantillons de gaz ont été prélevés alors que le transformateur ne fonctionnait pas. L’inspection de ses bagues montre des variations de capacité qui créent un risque d’incendie.  Si un nouveau test confirme que les écarts de capacité demeurent et que le test TANδ montre une fuite de tension, il est recommandé de remplacer les bagues.  La durée de vie restante est estimée à plus de 10 ans.

Transformateurs auxiliaires AUX1-AUXB11– AUX 1 et 2 montrent certains problèmes causés par des sélecteurs de prises défectueux et des interrupteurs de dérivation non étanches provoquant des niveaux élevés de H₂.  AUX3, AUX4, AUX5 et AUXB11 ont montré des lectures incohérentes de diminution de l’humidité avec une tension de rupture plus élevée. Cela pourrait être dû au manque de données rapportées sur ces unités.  Les durées de vie restantes estimées pour AUX1, AUX2 et AUX3 sont d’environ 5 ans.  Les durées de vie restantes estimées pour les autres auxiliaires sont supérieures à cinq ans.

Cartographie étape 5 : Classification des unités en fonction des critères de priorité d’importance

Les principaux transformateurs de la CHP (tableau 2) sont les GSU, GSU1 et GSU2. L’ancien GSUOLD1 redondant a la plus grande probabilité de ne pas atteindre la limite d’exploitation prolongée de 10 ans.  Le déploiement permanent des unités de conditionnement existantes réduira le risque de défaillances prématurées de type 1 de GSUOLD1 si elles sont nécessaires pour le back-up, mais le risque ne peut être complètement éliminé.  La redondance et l’excellente fonctionnalité de GSUSPARE1 réduisent également le risque opérationnel pour la cohorte de transformateurs GSU. L’acquisition de nouveaux GSU garantirait presque l’atteinte de la prolongation de 10 ans mais pourrait introduire des risques de type 2 et des risques financiers lors de la revente ou du déploiement à la clôture de la CHP.

Les transformateurs auxiliaires constituent une cohorte plus risquée mais qui a moins d’impact sur le fonctionnement de la centrale de cogénération.  La redondance de cette cohorte est suffisante pour minimiser la plupart des risques pour l’ensemble de la centrale. La connexion de l’AUX1 à une source d’alimentation externe réduira davantage le risque de perte de revenus en raison d’une diminution de la capacité de production de la centrale due à une défaillance prématurée.

Cartographie étape 6 : Mesures préventives et de conservation

Les scénarios définis ci-dessous ont pour but de révéler les différents risques qui peuvent survenir lorsque des mesures de remplacement, de réhabilitation et de conservation sont prises :

Scénario 1– Aucun achat de nouveaux transformateurs et aucun accès à des transformateurs de réserve pour la redondance.  Possibilité de perte du transformateur du réseau tiers à proximité de la cogénération.  Ce scénario est exposé à un risque élevé de type 3 avec une panne étendue ou totale de la centrale en raison de l’absence de sauvegarde des transformateurs GSU en cas de défaillance d’un transformateur de réseau tiers.  En outre, la défaillance de l’un des GSU réduirait de 50 % les revenus générés par la production d’électricité, comme l’illustre le tableau du scénario 1. Les revenus de la production de chaleur peuvent également être perdus.

Scénario 2– Investir dans trois systèmes de conservation et de conditionnement de la SR et remplacer l’ancien GSU1 par un transformateur de réserve plus récent.  Ce scénario prévoit un secours pour les GSU et des pièces de rechange pour les transformateurs auxiliaires de démarrage et d’alimentation de la station.  Parallèlement à l’acquisition d’un plus grand nombre d’unités de préservation et de conditionnement pour les transformateurs auxiliaires existants, le risque de type 1 lié à leur vieillissement accéléré peut être réduit de manière à atteindre l’extension requise de 10 ans de la durée de vie opérationnelle.  Le remplacement de l’ancien GSU1 par une unité plus récente réduira certains risques de type 1.  Acquérir de nouveaux transformateurs de secours pour le démarrage et l’alimentation de la station pour la redondance.  Cela augmente le risque de type 2 qui diminuera avec le temps.  De plus, l’ajout d’une connexion à un transformateur de réseau externe pour permettre l’alimentation depuis l’extérieur du bloc réduira le risque de type 3 dans le cas d’un événement de type aléatoire.  Ce scénario est exposé à certains risques de type 2 et 3.

Scénario 3 :  Remplacer le GSU1 par un GSU nouvellement acquis. Remplacer le GSU2 par un GSUSPARE1. Le GSU2 peut être utilisé comme solution de secours. Acquérir trois unités de secours pour les unités auxiliaires.  GSU1 et GSU2 peuvent être des transformateurs GSU de secours pour les nouveaux GSU et GSUSPARE1 qui deviennent les GSU d’exploitation de la centrale.  Acquérir trois unités de conservation et de conditionnement à répartir entre les six unités auxiliaires en service. Remplacement des interrupteurs et des bagues défectueux.  Ce scénario est exposé à des niveaux similaires de risques de type 2 et 3.  De plus, il y a un certain risque financier créé dans le cas où le GSU ne serait pas vendu ou remis en service à la fin de la prolongation de dix ans.

Cartographie étape 7 : Estimations des coûts des scénarios et exposition aux risques

Les coûts et les avantages de chaque option sont résumés ci-dessous.

Cartographie étape 8 : Plan de préservation à long terme

Sur la base de l’analyse économique et des risques associés à chacun de ces scénarios, le scénario 1 peut être rejeté d’emblée car les avantages sont compensés par le niveau de risque en cas de défaillance de l’un des principaux éléments d’actif.  On estime que la perte de production d’énergie de cette centrale pourrait coûter jusqu’à 200 000 € par jour.  Avec un délai de 18 mois pour recevoir un transformateur de remplacement, cette perte de revenus quotidienne continuerait à augmenter.  Comme il s’agit d’une opération de cogénération, les revenus du chauffage seraient également perdus pendant les mois d’hiver.

Si le scénario 2 est choisi comme approche à long terme pour prolonger la durée de vie de la cogénération, les risques techniques et économiques seront faibles.  Les unités de secours pour le GSU et le transformateur auxiliaire minimiseront une grande partie du risque en cas de court-circuit d’un transformateur de réseau tiers ou d’une unité de démarrage ou d’alimentation auxiliaire.  Les unités de conditionnement et de surveillance permettront de conserver la SR afin de réduire le risque de vieillissement accéléré des unités les plus anciennes.

Si le scénario 3 est retenu, les risques de type 2 augmenteront, mais le profil de risque global sera légèrement supérieur à celui du scénario 2.   Les avantages du scénario 3 s’accompagnent d’un investissement dans de nouveaux équipements beaucoup plus élevé que celui du scénario 2.  L’investissement plus élevé génère également un risque financier en cas de retard important dans la vente ou la remise en service des nouveaux GSU après la période de prolongation de dix ans.

Résumé 

Cet article a montré comment le processus de cartographie peut être utilisé pour quantifier le risque technique, économique et financier des parcs de transformateurs.  Les causes de la défaillance d’un transformateur, par exemple une mauvaise conception ou une mauvaise exécution, des phénomènes externes aléatoires et un vieillissement accéléré, déterminent le niveau d’incertitude auquel un bloc de transformateurs est exposé.  En fonction du niveau d’incertitude et de l’emplacement où cette incertitude est la plus grande, des mesures appropriées de réhabilitation et de préservation/conservation peuvent être élaborées pour garantir que les objectifs techniques et économiques sont atteints.

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