La mappatura come metodologia di valutazione dei rischi e dei costi

Riassunto

I trasformatori di generazione, di avviamento e ausiliari sono solitamente progettati per funzioni specifiche all’interno di un blocco operativo della centrale elettrica.  La progettazione, la produzione e l’installazione di trasformatori di potenza personalizzati possono richiedere molti anni.  Una volta in funzione, il guasto prematuro di queste risorse critiche prima della fine prevista del loro ciclo di vita (EOL) può avere effetti devastanti per il proprietario dell’azienda elettrica o dell’industria. Il processo di mappatura aiuta nell’identificazione proattiva dei trasformatori che potrebbero comportare il rischio più elevato in termini economici e prestazionali. Il processo aiuta a identificare azioni correttive, di conservazione e condizionamento che garantiscano il funzionamento di queste risorse critiche per tutta la loro durata di vita prevista.

Introduzione

Il nostro articolo Mappatura delle popolazioni di trasformatori si è concentrato sull’uso del processo di mappatura come punto di partenza per determinare le misure correttive e di conservazione appropriate che il team di manutenzione deve adottare per garantire che un blocco trasformatore soggetto a invecchiamento accelerato funzioni a lungo termine.  Questo articolo approfondisce la mappatura e la valutazione dei rischi per identificare le azioni necessarie per estendere la durata della vita operativa dei trasformatori soggetti ad altri tipi di rischi, ad esempio i rischi di progettazione e rischi esterni casuali.  In presenza di tali rischi, il processo di mappatura genera diverse strategie correttive e di conservazione per migliorarli e controllarli. Tali strategie vengono poi confrontate in modo da poter implementare l’opzione che bilancia meglio i rischi, valutando considerazioni di natura operativa e finanziaria.  Per illustrare questi concetti utilizziamo un esempio ipotetico, basato su una tipica esperienza sul campo.

Tipi di rischio

Un blocco trasformatore è un sistema complesso.  I trasformatori e le apparecchiature ausiliarie che compongono un blocco operativo sono interconnessi e devono funzionare come progettato affinché il blocco soddisfi gli obiettivi operativi per un periodo di tempo prolungato.  Le problematiche dell’invecchiamento accelerato e dei conseguenti guasti prematuri sono già state affrontate in articoli precedenti.   Un blocco trasformatore può essere a rischio anche a causa di una progettazione e/o di una lavorazione scadenti, che creano debolezze funzionali nel trasformatore stesso. Queste, a loro volta, possono propagarsi a cascata in tutto il sistema, provocando interruzioni, incendi o altri problemi sistemici di prestazioni nel blocco del trasformatore.  Difetti quali giunti saldati scadenti o guarnizioni della testata difettose possono aumentare il rischio di guasto di un singolo componente dell’apparecchiatura o dell’intero blocco del trasformatore.   Fattori casuali come fulmini, calamità naturali o cortocircuiti rappresentano un’altra forma di rischio, difficile da prevedere.

Per descrivere il momento in cui un trasformatore diventa inutilizzabile si usa solitamente il termine “End of Life” (EOL), cioè fine vita.  Questo termine è impreciso in quanto non descrive le azioni che possono essere intraprese per ridurre i rischi che maggiormente colpiscono un blocco trasformatore.  Queste azioni potrebbero includere il ricondizionamento e il monitoraggio dell’olio in caso di invecchiamento accelerato o la creazione di ridondanza nel sistema per proteggersi da guasti improvvisi di risorse critiche.  Un termine utile, utilizzato in questo articolo, è “sostanza rimanente” (remaining substance, RS), che trasmette il concetto di un bene prezioso che può essere consumato o conservato a seconda di come vengono gestiti i rischi. Il declino della RS è esponenziale se non vengono prese proattivamente le misure appropriate.  È importante attuare misure correttive e/o conservative con sufficiente anticipo affinché la RS del trasformatore possa essere mantenuta in buone condizioni operative per tutta la durata della vita operativa richiesta.  L’esperienza sul campo suggerisce che una volta che l’RS raggiunge il 60%, la vita operativa residua del trasformatore è di soli sei anni.  Adottando misure adeguate e tempestive per gestire i fattori di rischio, la durata di vita del trasformatore può essere prolungata di altri 10-15 anni.  Il grafico seguente illustra le traiettorie di RS con e senza misure di conservazione.

Le misurazioni del contenuto d’acqua inferiori al 2% e superiori al 3% comprendono un intervallo in base al quale viene misurato l’invecchiamento accelerato. Un design di tenuta appropriato è un mezzo per ridurre l’impatto di O₂ sulla depolimerizzazione.  La degassificazione parziale ha dimostrato di essere un mezzo efficace per riportare i livelli di O₂ al 30% dei suoi valori saturi.

Guasti di tipo 1-Il degrado legato all’invecchiamento di assemblaggi elettromeccanici come boccole, OLTC e dell’ isolamento solido può contribuire al guasto del trasformatore.  I rischi causati dall’invecchiamento accelerato vengono quantificati nel processo di mappatura mediante prova dei gas disciolti (DGA) e test sui fluidi dei trasformatori.  Queste procedure di prova forniscono indicazioni sul livello di depolimerizzazione dell’isolamento solido nel trasformatore, poiché non può essere misurato direttamente.  Il livello e il tasso di esposizione della cellulosa ad acceleratori di invecchiamento quali alte temperature, umidità, ossigeno (O₂) e acidi sono i punti di partenza di questo processo.  Essi influenzano le proprietà fisiche ed elettriche del trasformatore e incidono sulla velocità dell’invecchiamento accelerato.

I rischi di tipo 1 vengono determinati con precisione grazie alle attuali metodologie e tecnologie di test sempre più sofisticate.  Una volta quantificati gli effetti degli acceleratori, si potranno adottare le misure necessarie a preservare l’isolamento in cellulosa e prolungare la durata di vita del trasformatore.  Queste misure includono il monitoraggio dei gas e la rigenerazione dell’olio.  Se gestiti correttamente, i rischi di tipo 1 possono essere controllati per rallentare il degrado legato all’età e l’EOL (fine del ciclo di vita) di un trasformatore. È importante comprendere che, anche quando si adottano le misure appropriate, il trasformatore continuerà a invecchiare, anche se a un ritmo più lento rispetto a prima.  Ciò significa che la probabilità di guasto dovuto ai rischi di tipo 1 aumenta con il passare del tempo.

Guasti di tipo 2– La progettazione inadeguata o la costruzione scadente di un trasformatore causano spesso improvvise condizioni di fine vita (EOL). La progettazione inadeguata del sistema di raffreddamento di un trasformatore provoca surriscaldamento, che a sua volta contribuisce all’invecchiamento accelerato e a una maggiore probabilità di cedimenti prematuri. Una lavorazione scadente dei giunti di saldatura provoca perdite di olio o l’ingresso di umidità e gas atmosferici nel trasformatore, che a loro volta causano un invecchiamento accelerato e quindi cedimenti prematuri. I rischi di tipo 2 possono verificarsi quando una progettazione scadente o una lavorazione di scarsa qualità di un nuovo trasformatore causano il guasto prematuro del trasformatore, con conseguenti perdite di fatturato e costi di riparazione/sostituzione significativi. Ci vuole tempo per comprendere come la nuova attrezzatura reagisce alle reali condizioni sul campo quando viene collegata alle attrezzature esistenti nel blocco.

La probabilità di guasti di tipo 2 è inizialmente elevata, ma con il tempo diminuisce man mano che il trasformatore viene controllato e vengono apportate modifiche per ottimizzarne le prestazioni.  Possono volerci anni prima che un controllo adeguato riporti a livelli normali la probabilità di un guasto.

Guasti di tipo 3-Influenze esterne come fulmini o cortocircuiti spesso causano guasti improvvisi e catastrofici dei trasformatori. Il rischio derivante da un fulmine non è quantificabile a causa dell’incertezza sui tempi e sulla gravità dell’evento. Tuttavia, anche il cortocircuito di un trasformatore di rete o di una stazione di terze parti può creare questo tipo di rischio. Il rischio di tipo 3 è incontrollabile e casuale. I rischi di tipo 3 vengono incorporati nel processo di mappatura concentrandosi sui trasformatori, che sono maggiormente esposti a questa incertezza.

L’incertezza che circonda i guasti di tipo 3 rende difficile prevederli.  Pertanto, il costo in caso di un guasto di tipo 3 viene spesso utilizzato come indicatore del rischio. Tali implicazioni includono la perdita di fatturato dovuta alla mancata produzione di energia per un determinato periodo di tempo o il costo dell’acquisto di energia sul mercato libero.  Il rischio di tipo 3 non aumenta né diminuisce nel tempo e può essere considerato come una distribuzione di probabilità uniforme per tutta la durata del blocco. I guasti di tipo 3 sono particolarmente pericolosi quando interessano risorse compromesse che provocano una serie di interruzioni ad altre unità nel blocco.

Motivi per eseguire la mappatura

Tutti i trasformatori sono esposti a vari rischi.  Con il passare del tempo invecchiano e possono guastarsi prematuramente. Una progettazione scadente può dare origine a debolezze funzionali, che vengono rilevate solo col passare del tempo. Rischi dovuti a condizioni meteorologiche impreviste o alla rete elettrica possono causare l’arresto completo del blocco del trasformatore. Il processo di mappatura descritto in questo articolo viene utilizzato per identificare i rischi a cui è esposto un blocco trasformatore e quali azioni sono necessarie per contrastarne l’impatto negativo sulle prestazioni. Il processo considera anche gli obiettivi del proprietario dell’impianto, che possono includere i tempi di chiusura dell’impianto o di estensioni operative, obiettivi finanziari o di sicurezza.  Se non si esegue una manutenzione adeguata, la giustificazione finanziaria originale del trasformatore e del blocco funzionale in cui opera potrebbe non essere raggiunta.  Il risultato finale del processo di mappatura è quello di fornire molteplici opzioni tra cui il proprietario dell’impianto può scegliere in base a un livello accettabile di rischio e all’impegno economico richiesto.

Il processo di mappatura

Il processo di mappatura si articola in otto fasi.  Ogni fase si basa sulla successiva e porta alla valutazione di diverse azioni di sostituzione, correzione e conservazione a lungo termine che possono essere intraprese per ridurre i rischi di EOL. Questi piani d’azione identificano i costi e i rischi associati per consentire al gestore del blocco del trasformatore di selezionare le azioni più adatte a soddisfare gli obiettivi dell’impianto.

I passaggi del processo di mappatura saranno descritti facendo riferimento allo scenario seguente:

Descrizione dello scenario

Per garantire che i trasformatori di una centrale termoelettrica (CHP) funzionino fino alla chiusura programmata tra sei anni, è stato elaborato un piano di conservazione per l’impianto. La fase iniziale di questo piano consisteva nella rigenerazione del fluido isolante per i trasformatori ad alta tensione, di avviamento e di alimentazione delle stazioni.  Un anno dopo l’inizio del piano di conservazione, è iniziata la seconda fase di interventi di condizionamento e conservazione di una delle unità di passaggio di generazione (GSU), con l’installazione di un’unità di condizionamento trasportabile.  Nel terzo anno del processo di conservazione è stata installata una seconda unità di condizionamento trasportabile per potenziare ulteriormente il condizionamento di un secondo trasformatore GSU.

I dati raccolti dai sistemi di monitoraggio dei gas in tempo reale nel corso dei primi tre anni del programma di estensione del ciclo di vita hanno fornito una notevole quantità di informazioni di base sull’andamento della RS. L’analisi di questi dati ha evidenziato la possibilità di un prolungamento della vita utile.  Per questo motivo si è deciso di ampliare la valutazione delle risorse critiche dell’impianto. L’ambito è stato modificato per includere la valutazione di tre scenari in cui sarebbero stati valutati i costi e i rischi di un periodo operativo più lungo.  I tre scenari consentirebbero al proprietario dell’impianto di confrontare le diverse alternative, in modo da poter determinare se un’ulteriore estensione di dieci anni sarebbe fattibile e, in tal caso, quale sarebbe la soluzione ottimale. La motivazione di questo ampliamento dell’ambito di verifica era determinare se l’impianto potesse continuare a generare ricavi dalla produzione di energia elettrica e termica a un costo ragionevole, senza incorrere in rischi operativi significativi.

Di seguito sono riportati i passaggi della mappatura per realizzare questa valutazione più ampia della CHP:

Fase di mappatura 1: Dichiarazione degli obiettivi

Identificare le opzioni di estensione della durata di vita disponibili per il blocco del trasformatore della CHP per garantirne un funzionamento sicuro e affidabile fino alla chiusura posticipata programmata dell’impianto tra 12 anni.  Fornire al proprietario della risorsa una valutazione completa del rapporto rischio/rendimento delle opzioni proposte.

Fase di mappatura 2: Raccolta dati e documentazione

Deve essere disponibile una cronologia completa dei seguenti dati, che deve includere:

• Analisi dei gas disciolti (DGA): la raccolta di dati storici sui tipi e sui livelli variabili di determinati gas è una fase critica del processo di mappatura.
• Queste misure delle condizioni dell’olio includono l’acidità dell’olio, la tensione interfacciale (IFT), la tensione di rottura (BDV), il contenuto di furano e il contenuto di inibitori.
• È necessario raccogliere anche i dati relativi alla manutenzione e ai guasti.

Un obiettivo fondamentale di questa fase del processo di mappatura è iniziare a comprendere le interazioni degli acceleratori dell’invecchiamento e la loro influenza sul processo di invecchiamento, come indicato nello schema seguente:

Fase di mappatura 3: Analisi dei dati

L’analisi dei DGA in questa fase fornisce i dati da cui vengono identificati i rischi e la diagnosi delle condizioni del trasformatore.
La misurazione dell’impatto dell’invecchiamento dell’olio sui trasformatori di potenza indica l’accelerazione del tasso di invecchiamento e le azioni necessarie per migliorarlo.
La cronologia e i dati di manutenzione possono mostrare quando e come si sono verificate anomalie meccaniche e registrare la progettazione meccanica delle parti sostituite, come i sistemi di raffreddamento e il commutatore sotto carico (OLTC)

La tabella seguente mostra il numero e la funzione dei 10 trasformatori presenti nella centrale di cogenerazione e la loro valutazione EOL.

I dati raccolti nella fase 2 vengono utilizzati per sviluppare una comprensione delle potenziali aree di rischio e delle possibili strategie di sostituzione, correzione e conservazione necessarie per prolungare di altri 10 anni la vita utile di questo blocco di trasformatori CHP.

Le condizioni di invecchiamento di ciascun trasformatore sono state valutate in base a una serie di fattori derivati dal monitoraggio continuo dei gas e dalle tendenze degli indicatori.   Sono state effettuate stime della durata di vita residua per ciascun trasformatore e a ciascun trasformatore è stata assegnata una categoria di durata di vita residua, come mostrato sopra.  Sono stati valutati anche altri fattori quali la capacità di carico, la RS e la possibilità di guasti avanzati (PoAB) dovuti a rischi di tipo 2-3.

Fase di mappatura 4: Valutazione del rischio

Trasformatore GSU1– Questo trasformatore elevatore di tensione del generatore mostra un leggero calo nel punteggio della sostanza a causa di una serie di fattori.  Tra essi, un maggiore consumo di O₂ e un elevato tasso di risaturazione del furano che indicano un invecchiamento accelerato.  Alcune indicazioni di calore elevato in certe zone suggeriscono un sovraccarico di questo trasformatore.  L’acidità dell’olio era buona.  È stato determinato che GSU1 avrebbe bisogno di funzionare con condizionamento del gas simultaneo per rallentare il processo di invecchiamento dovuto all’O₂.  La vita residua stimata è di quattro anni.

Trasformatore GSU2– Questo trasformatore elevatore di tensione del generatore è in condizioni leggermente migliori rispetto a GSU1.  Sebbene la RS sia nello stesso intervallo, una perdita in un interruttore di deviazione mostra la presenza di acetilene nel sistema accompagnato da scarica parziale.  Come raccomandato per GSU1, GSU2 dovrebbe essere azionato con l’unità di condizionamento del gas simultanea condivisa.  La vita residua stimata è superiore a cinque anni.

Trasformatore GSUOLD1– Questo trasformatore GSU è in condizioni precarie.  Può essere utilizzato come riserva solo in condizioni controllate.  La vita residua stimata è inferiore a due anni.

Trasformatore GSUSPARE1- Questo trasformatore è stato acquistato da una centrale elettrica a gas con carico di punta, anni fa.  È in ottime condizioni, nonostante i suoi 15 anni (è stato in funzione per circa 2 anni).  I dati disponibili non sono affidabili poiché i campioni di gas sono stati prelevati quando il trasformatore non era in funzione. L’ispezione delle guarnizioni mostra alcune deviazioni di capacità che creano rischio di incendio.  Se un nuovo test conferma che le deviazioni capacitive persistono e il test TANδ mostra una perdita di tensione, si consiglia di sostituire le guarnizioni.  La vita residua stimata è di oltre 10 anni.

Trasformatori ausiliari AUX1-AUXB11- AUX 1 e 2 mostrano alcuni problemi causati da selettori di presa difettosi e interruttori deviatori che perdono, causando livelli elevati di H₂.  AUX3, AUX4, AUX5 e AUXB11 hanno mostrato letture incoerenti di umidità ridotta con BDV più elevata. Ciò potrebbe essere dovuto alla mancanza di dati riportati su queste unità.  La vita residua stimata per AUX1, AUX2 e AUX3 è di circa 5 anni.  La vita residua stimata per i restanti ausiliari è di oltre cinque anni.

Fase di mappatura 5: Classificazione delle unità in base a criteri di priorità di importanza

I trasformatori chiave della CHP (tabella 2) sono i GSU, GSU1 e GSU2. Il modello GSUOLD1, più vecchio e ridondante, ha la maggiore probabilità di non raggiungere il limite operativo esteso di 10 anni.  L’impiego permanente delle unità di condizionamento esistenti ridurrà il rischio di tipo 1 di guasto prematuro del GSUOLD1 se necessario per il backup, ma il rischio non può essere eliminato completamente.  La ridondanza e l’eccellente funzionalità di GSUSPARE1 riducono inoltre il rischio operativo per la coorte di trasformatori GSU. L’acquisizione di nuove GSU garantirebbe quasi del tutto il raggiungimento dell’estensione decennale, ma potrebbe comportare rischi finanziari e di tipo 2 in caso di rivendita o inserimento al momento della chiusura della CHP.

I trasformatori ausiliari rappresentano una categoria più rischiosa, ma hanno un impatto minore sul funzionamento della centrale di cogenerazione.  La ridondanza in questa coorte è sufficiente a ridurre al minimo la maggior parte dei rischi per l’intero impianto. Il collegamento di AUX1 a una fonte di alimentazione esterna ridurrà ulteriormente il rischio di perdite di fatturato dovute a una diminuzione della capacità di generazione dell’impianto dovuta a guasti prematuri.

Fase di mappatura 6: Misure preventive e di conservazione

Gli scenari definiti di seguito hanno lo scopo di evidenziare i diversi rischi che possono presentarsi quando si adottano misure di sostituzione, correzione e conservazione:

Scenario 1– Nessun acquisto di nuovi trasformatori e nessun accesso ai trasformatori di riserva per ridondanza.  Possibilità di perdita del trasformatore di rete di terze parti in prossimità della CHP.  Questo scenario è esposto a un elevato rischio di tipo 3 con un guasto esteso o totale della centrale dovuto alla mancanza di backup dei trasformatori GSU in caso di guasto di un trasformatore di rete di terze parti.  Inoltre, un guasto di uno dei GSU ridurrebbe del 50% i ricavi derivanti dalla produzione di energia, come illustrato nella tabella dello scenario 1. Potrebbero anche verificarsi perdite di ricavi derivanti dalla produzione di calore.

Scenario 2– Investire in tre sistemi di conservazione e condizionamento RS e sostituire il vecchio GSU1 con un trasformatore di riserva più nuovo.  Questo scenario fornisce un backup per i GSU e pezzi di ricambio per i trasformatori ausiliari di avviamento e di alimentazione della stazione.  Insieme all’acquisto di più unità di conservazione e condizionamento per i trasformatori ausiliari esistenti, è possibile ridurre il rischio di tipo 1 derivante dal loro invecchiamento accelerato, in modo da ottenere l’estensione di 10 anni della vita operativa richiesta.  La sostituzione del vecchio GSU1 con una riserva più nuova ridurrà in parte il rischio di tipo 1.  Acquistare nuovi trasformatori di riserva per l’avviamento e l’alimentazione della stazione per la ridondanza.  Ciò aumenta il rischio di tipo 2, che diminuirà nel tempo.  Inoltre, l’aggiunta di un collegamento a un trasformatore di rete esterno per consentire l’alimentazione dall’esterno del blocco ridurrà il rischio di tipo 3 in caso di un evento di rischio casuale.  Questo scenario è esposto ad alcuni rischi di tipo 2 e 3.

Scenario 3:  Sostituire GSU1 con un GSU di nuovo acquisto. Sostituire GSU2 con GSUSPARE1. GSU2 può essere utilizzato come backup. Acquisire tre unità di riserva per le unità ausiliarie.  GSU1 e GSU2 possono essere trasformatori GSU di riserva per i nuovi GSU e GSUSPARE1, che diventano i GSU operativi della centrale.  Acquisire tre unità di conservazione e condizionamento da far ruotare tra le sei unità ausiliarie operative. Sostituzione di interruttori e guarnizioni difettosi.  Questo scenario è esposto a livelli simili di rischi di tipo 2 e 3.  Inoltre, sussiste un certo rischio finanziario nel caso in cui il GSU non venga venduto o rimesso in servizio al termine del periodo di estensione decennale.

Fase di mappatura 7: Stime dei costi dello scenario ed esposizione al rischio

Vengono riepilogati i costi e i benefici per ciascuna opzione

Fase di mappatura 8: Piano di conservazione a lungo termine

Sulla base dell’analisi economica e dei rischi associati a ciascuno di questi scenari, lo Scenario 1 può essere scartato a priori, poiché i benefici sono compensati negativamente dal livello di rischio nel caso in cui una qualsiasi delle risorse chiave si guasti.  Si stima che la perdita di produzione energetica di questa centrale potrebbe costare fino a 200.000 € al giorno.  Considerando che i tempi di consegna per ricevere un trasformatore sostitutivo sono di 18 mesi, questa perdita giornaliera di fatturato continuerebbe ad aumentare.  Trattandosi di una centrale di cogenerazione, durante i mesi invernali si perderebbero anche i ricavi derivanti dal riscaldamento.

Se si sceglie lo scenario 2 come approccio a lungo termine per estendere la vita utile del cogeneratore, i rischi sia tecnici che economici saranno bassi.  Le unità di backup per il GSU e il trasformatore ausiliario ridurranno al minimo gran parte del rischio in caso di cortocircuito di un trasformatore di rete di terze parti o di un’unità di avviamento o di alimentazione ausiliaria.  Le unità di condizionamento e monitoraggio garantiranno la conservazione della RS per ridurre il rischio di invecchiamento accelerato nelle unità più vecchie.

Se si selezionasse lo Scenario 3, i rischi di tipo 2 aumenterebbero, ma il profilo di rischio complessivo sarebbe leggermente superiore a quello dello Scenario 2.   I vantaggi dello Scenario 3 comportano un investimento in nuove attrezzature molto più elevato rispetto allo Scenario 2. L’investimento più elevato genera anche un rischio finanziario se si verifica un ritardo significativo nella vendita o nella rimessa in servizio delle nuove GSU dopo il periodo di estensione di dieci anni.

Riepilogo 

Questo articolo ha mostrato come il processo di mappatura può essere utilizzato per quantificare il rischio tecnico, economico e finanziario delle popolazioni di trasformatori. Le cause di guasto del trasformatore, ad esempio una progettazione/lavorazione scadente, fenomeni esterni casuali e invecchiamento accelerato, determinano il livello di incertezza a cui è esposto un blocco trasformatore.  In base al livello di incertezza e al punto in cui questa è maggiore, è possibile sviluppare misure correttive e di conservazione/preservazione appropriate per garantire il raggiungimento degli obiettivi sia tecnici che economici.

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