Mappatura delle popolazioni di trasformatori

Riassunto

Questo articolo introduce un modello per la mappatura delle popolazioni di trasformatori. Il concetto di mappatura va oltre la valutazione delle condizioni del trasformatore e include i rischi finanziari derivanti da interruzioni e tempi di fermo dell’alimentazione. Diverse tipologie di centrali elettriche o impianti di produzione industriale possono subire significativi aumenti dei costi a causa dei tempi di fermo della produzione dovuti alla perdita di una parte o di tutta la popolazione di trasformatori. Anche un solo giorno o alcune ore di mancanza di energia elettrica possono avere un impatto economico notevole, a seconda della funzione del trasformatore o dei trasformatori. Il processo di mappatura deve essere adattato per tenere conto di queste differenze.

1. Introduzione

Nei documenti riguardanti il funzionamento dei trasformatori viene spesso sottolineata l’impellente necessità di manutenzione. In molti casi gli operatori adottano misure inefficaci, ad esempio la regolare purificazione dell’olio, pensando di riuscire così a soddisfare i requisiti di manutenzione. Si possono spendere molti soldi per azioni non necessarie, con conseguente spreco e cattiva allocazione delle risorse di manutenzione e sottrazione di fondi alle procedure di manutenzione realmente necessarie. Solo la manutenzione basata sulle condizioni ottimizza i processi realizzabili sia dal punto di vista tecnico che economico.

La mappatura dei trasformatori deve essere utilizzata come punto di partenza per la manutenzione basata sulle condizioni, per definire le azioni necessarie a garantire l’affidabilità delle prestazioni di un parco trasformatori. Sebbene il processo di mappatura segua gli stessi passaggi, il tipo e la funzione del trasformatore determinano quali passaggi sono più critici di altri in una determinata situazione.

In questo articolo vengono illustrati i passaggi necessari per raggiungere l’obiettivo della piena affidabilità dell’impianto e la capacità di soddisfare i requisiti di capitale, tra cui i seguenti obiettivi:

• Descrizione dettagliata della mappatura e del perché è importante,
• Spiegare le differenze e i motivi per cui viene posta maggiore enfasi su diverse fasi del processo di mappatura in base al tipo e alla funzione del trasformatore, tra cui: trasformatori di trasmissione e distribuzione (T&D), trasformatori industriali e trasformatori per centrali elettriche.
• Fornire processi di mappatura fase per fase, composti da otto fasi, e
• Seguire i passaggi della mappatura per mappare una centrale elettrica tedesca vecchia di 36 anni e individuare le azioni più importanti per raggiungere gli obiettivi operativi e finanziari dell’impianto.

2. Requisiti di mappatura in base al tipo di trasformatore

2.1 Trasformatori di trasmissione e distribuzione

Le reti di distribuzione e trasmissione solitamente dispongono di grandi riserve di trasformatori e ridondanze. Pertanto, l’affidabilità del funzionamento dei singoli trasformatori non è necessariamente una priorità assoluta. La mappatura delle reti di distribuzione e trasmissione affronta questioni quali il comportamento delle apparecchiature esistenti quando vengono esposte ad aumenti di carico, la creazione di strategie di fallback a lungo termine e la definizione delle priorità per trasformatori aggiuntivi in caso di futuri aumenti di carico. Una valutazione del caso peggiore include anche la valutazione del rischio di un’interruzione non pianificata delle operazioni e la definizione delle misure necessarie da adottare in caso di guasto del trasformatore.

2.2 Trasformatori industriali

Per le applicazioni industriali, l’affidabilità operativa è una priorità molto più importante e richiede l’analisi delle risorse chiave per evitare costosi tempi di fermo e la perdita di capacità produttiva negli impianti. In questi casi, è necessario sviluppare strategie adeguate di conservazione delle risorse e di riserva per evitare con il massimo grado di certezza tali costosi guasti.

2.3 Trasformatori delle centrali elettriche

L’applicazione più critica della mappatura si riscontra nelle centrali elettriche, dove un solo giorno di mancato funzionamento del trasformatore può comportare ingenti perdite economiche. In questi casi la definizione delle risorse chiave deve essere effettuata con particolare attenzione. Sebbene il trasformatore del generatore sia la risorsa principale, tra le altre risorse critiche rientrano tutti gli elementi che, se subiscono un guasto, potrebbero causare un’interruzione imprevista delle operazioni. In questo senso, devono essere considerati tutti i trasformatori incorporati nella barra di distribuzione del generatore, come le unità ausiliarie. Inoltre, il termine “risorsa chiave” può includere altri sistemi ausiliari come pompe di condensa, gru per carbone e sistemi di trattamento dei gas di combustione.

3. Processi di mappatura fase per fase

È necessario progettare una procedura di mappatura ben definita per generare una base di informazioni fruibile da cui partire per migliorare l’affidabilità di un parco di trasformatori e delle risorse associate. La mappatura deve definire tutte le future procedure di pianificazione e ottimizzazione per massimizzare le prestazioni del trasformatore e il ritorno sull’investimento (ROI). Questo processo di mappatura dovrebbe anche considerare la futura crescita della domanda sul sistema in questione.

Le fasi del processo di mappatura sono:

1. 1. Dichiarazione degli obiettivi 

Gli obiettivi dell’esercizio di mappatura devono essere pertinenti alle situazioni attuali e future e sono formulati al meglio da un team multifunzionale. In questa prima fase del processo di mappatura è necessario definire l’identificazione degli obiettivi sia operativi che economici.  Tra questi rientrano, a titolo esemplificativo ma non esaustivo, la capacità produttiva, i tempi e gli obiettivi di budget.

2. Raccolta dati e documentazione (valutazione)

La raccolta di dati pertinenti sulle condizioni operative del/i trasformatore/i e delle apparecchiature ausiliarie costituisce una base oggettiva da cui partire per accertare la cronologia delle prestazioni passate della/e risorsa/e in questione.  Questi dati possono rivelare i fattori ambientali e operativi a cui sono stati esposti i trasformatori.  Dovrebbe essere resa disponibile una cronologia completa dei seguenti dati:

• • Analisi dei gas disciolti (DGA) per 7-9 gas compresi N₂ e O₂
  • Dati sull’olio: cioè, acidità, contenuto di acqua, tensione di rottura (BDV), Tan Delta e tensione interfacciale (IFT)
  • Furani
  • Contenuto inibitore
  • Altri dati su manutenzione, guasti e riparazioni (incluse le tecnologie di riparazione utilizzate)
  • Campionamento di riferimento indipendente

1. 3. Diagnosi basata sui dati rilevati nella fase 2.

2.  

I dati raccolti nella fase 2. vengono analizzati per determinare quali fattori potrebbero aver compromesso le prestazioni dei trasformatori.  Tra questi rientrano acceleratori dell’invecchiamento quali alte temperature, umidità, ossigeno e acidi.  In questa fase vengono valutati anche fattori di progettazione come le tecnologie di raffreddamento. 

• Condizione di invecchiamento
• Valutazione della progettazione:
• Capacità di carico
• Sostanza rimanente
• Possibilità di fattore di guasti avanzati (PoAB)
• Vita residua affidabile nelle condizioni attuali

5. 4. Valutazione del rischio delle risorse individuali e accessorie:

 Una volta che le diagnosi della fase 3 sono state effettuate è possibile stimare i rischi associati all’invecchiamento e alle condizioni di progettazione delle unità.  In questa fase vengono inoltre stimati i fattori di rischio ponderati associati ai singoli trasformatori, ai sistemi ausiliari quali trasformatori ausiliari, pompe di condensa e apparecchiature correlate.  Di seguito sono riassunte le valutazioni dei rischi: 

• Il rischio generato dalle singole unità stesse
• Il rischio generato da apparecchiature ausiliarie o di riserva
• Rischio conseguente per la centrale

6. 

8. 5. Classificazione delle unità in base a criteri di priorità di importanza

9.  

La fase 5 è il passaggio chiave di qualsiasi attività di mappatura.  Sulla base dei fattori di rischio ponderati stabiliti nella fase 4, le risorse critiche sono classificate come risorse chiave e classificate in base al loro impatto sul rischio complessivo per l’intera operazione. In alcuni casi, le risorse chiave sono classificate al di sotto delle apparecchiature ausiliarie a causa della loro natura critica.  Il processo di classificazione deve identificare quanto segue: 

• Risorse chiave
• Minor impatto sull’affidabilità
• Pianificazione futura del cliente

6. Misure preventive e correttive

In questa fase vengono identificate le azioni necessarie per garantire la capacità produttiva, i tempi e gli obiettivi economici stabiliti nella Fase 1.  Tali azioni possono includere misure correttive per ridurre l’ossigeno o l’umidità nel sistema oppure modifiche al processo per aumentare la frequenza di monitoraggio/campionamento. Il tipo e la durata delle azioni preventive e/o correttive necessarie sono specifici della funzione, della durata residua e della cronologia operativa delle risorse coinvolte. Possono essere categorizzati come segue: 

• Nessuna azione richiesta
• Azione parziale richiesta
• Tutte le possibili azioni richieste

1. 7. Stime dei costi per azioni preventive e correttive

2.  

È necessario stimare le risorse finanziarie necessarie per attuare le azioni preventive e correttive.  È necessario identificare le spese annuali per le misure in corso fino al momento in cui le risorse saranno disattivate, sostituite o fino alla chiusura dell’impianto.

8.  Piano correttivo a lungo termine che include i costi

L’ultima fase del processo di mappatura consiste nel raggiungere un accordo sulle azioni da intraprendere per raggiungere gli obiettivi definiti nella fase 1 del processo.  Tempistiche, costi e responsabilità del piano correttivo a lungo termine sono indicatori chiave di prestazione per una implementazione di successo.

4. Scenario: mappatura dei trasformatori ausiliari in una centrale elettrica

Di seguito verrà descritto uno scenario che verrà utilizzato per mostrare come ogni fase del processo di mappatura sia stata utilizzata in una situazione reale.  In questo caso, mappatura dei trasformatori ausiliari in una centrale elettrica tedesca.  Vengono esaminati e quantificati i fattori più importanti per questa operazione e i passaggi necessari per soddisfare gli obiettivi operativi ed economici dell’impianto.

I sistemi ausiliari in una centrale elettrica sono alimentati da un sistema a media tensione, per lo più 10 o 6 kV. In normali condizioni operative, questo sistema è alimentato dai trasformatori ausiliari dell’unità, che sono collegati alla barra di distribuzione del generatore. Se l’impianto è in funzione, tutta la potenza ausiliaria viene erogata da questi trasformatori e quindi non è necessaria alcuna alimentazione esterna (nel nostro caso 40 MVA 20/10,5/10,5 kV). Questi trasformatori devono essere considerati risorse chiave, perché in caso di guasto o riparazione l’intero impianto verrebbe spento con conseguente perdita di produzione.

La seconda fonte è un’alimentazione esterna, alimentata dalla rete esterna (nel nostro caso 110/10,5/10,5kV). Questa alimentazione è necessaria nel caso in cui il generatore non sia in servizio o la barra di distribuzione non sia sotto tensione. È inoltre necessaria per riavviare l’impianto dopo ogni interruzione. Poiché questi trasformatori presentano una ridondanza sufficiente, non possono essere considerati risorse chiave. Pertanto, la priorità per qualsiasi manutenzione o miglioramento è per gli ausiliari dell’unità, perché il loro guasto comporta l’arresto dell’impianto e una  perdita di produzione.

Ubicazione: Centrale elettrica tedesca

Produzione: Germania dell’Est

Anni di attività: 36

Classificazione/Volt: 40 MVA 20/10,5/10,5 kV o 110/10,5/10,5

Tipo: Unità ausiliaria o alimentazione esterna

Aggiuntivo: Dyy5 ONAF o Yyy0 OFAF raffreddamento OLTC

1. 1. 1. Dichiarazione degli obiettivi:

      I trasformatori ausiliari nella centrale elettrica dovevano essere mappati e doveva essere proposto un piano di manutenzione preventiva. L’obiettivo era determinare la durata residua dei trasformatori, gestire un arresto pianificato dell’intero impianto e controllare i costi.
      L’obiettivo economico primario era quello di ridurre qualsiasi reinvestimento nell’impianto, la cui durata residua era limitata. Inoltre, si doveva evitare qualsiasi guasto prematuro. Le condizioni generali di tutte le unità potevano essere determinate sviluppando un profilo delle condizioni.

      2. Raccolta dati e documentazione:

      Le condizioni generali di tutte le unità dovevano essere determinate tracciando un profilo delle condizioni per ciascun trasformatore ausiliario. Poiché il cliente aveva una cronologia dati completa e accurata, le condizioni dei trasformatori sono state facilmente valutate. Quando si sono valutati i dati, si è scoperto che i valori di depolimerizzazione (DP) erano bassi. Un’analisi dei gas disciolti (DGA) non ha mostrato conseguenze negative, ad eccezione di valori elevati di O₂ e i valori dell’acqua nella cellulosa (Cp) erano inferiori al 2%. Il contenuto di furano nell’olio è risultato essere al di sotto dei livelli rilevabili.

      3. Diagnostica:

      Con il metodo di mappatura, i dati della fase 2 sono stati utilizzati per valutare lo stato di invecchiamento di tutte le unità e valutare l’adeguatezza della loro progettazione. Nel DGA non sono stati trovati idrocarburi generati dal calore, il che suggerisce che le capacità di carico dei trasformatori erano buone. L’elevato valore di O₂ suggeriva che i trasformatori potevano aver raggiunto il limite della loro durata di vita. I bassi livelli di furano hanno supportato questa conclusione, poiché non sono stati prodotti a causa di bassi carichi e/o a causa della purificazione dell’olio, durante la quale i furani sono stati rimossi. Non sono stati riscontrati difetti di progettazione degni di nota né perdite nei serbatoi.

      4. Valutazione del rischio:

      La fase successiva del processo di mappatura è stabilire un rischio ponderato per ogni unità dell’impianto e registrare queste informazioni (descritte nella tabella 1). Le unità che presentavano un rischio più elevato nel sistema sono state ponderate in modo più significativo, anche se le loro condizioni non erano classificate come gravi.

      5. Criteri di priorità di importanza:

      Gli ausiliari della sottostazione erano le risorse con il rischio maggiore. Forniscono carichi elettrici ai sistemi di raffreddamento dei trasformatori, alle pompe dell’olio, ai commutatori di carico e ad altre apparecchiature essenziali.  Il guasto degli ausiliari è stato determinante perché il guasto di questi trasformatori avrebbe comportato l’arresto non pianificato dell’intero impianto. La tabella 1 mostra che questi trasformatori hanno la priorità più alta, anche se le loro condizioni non erano critiche come quelle dei trasformatori di alimentazione esterni.

      Tabella 1. Piano d’azione con valutazione prioritaria in base al rischio (O – Ossigeno, W – Riduzione dell’acqua, R – Rigenerazione)

   6. 6. 6. Misure preventive e correttive:

         Per ciascuna unità ausiliaria sono state proposte diverse misure. Esse rientrano in tre categorie di azioni: Riduzione dell’ossigeno (O), riduzione dell’acqua (W) e rigenerazione (R).  Sono state raccomandate azioni specifiche, tra cui la sigillatura del trasformatore per impedire l’ingresso di umidità, la riduzione del ciclo di campionamento e il cambio dell’olio per l’asciugatura.  (Tabella 1)

   7. Stime dei costi per ciascuna opzione nella fase 6:

   Sono state effettuate stime dei costi per le misure correttive consigliate.

   8. Piano correttivo a lungo termine:

   L’ultima fase della mappatura prevedeva di definire le misure correttive da adottare affinché tutte le unità potessero funzionare fino alla prevista chiusura dell’intero impianto. La tabella integra i dati tecnici e finanziari come base per la pianificazione delle azioni e dei budget.

   Contenuti connessi: Come l’ossigeno e gli acidi influenzano l’invecchiamento dei trasformatori

   Conclusione

   In questo articolo è stato presentato il processo di mappatura dei trasformatori: un esempio dettagliato di come questo processo è stato utilizzato per valutare i rischi e le potenziali conseguenze economiche dei guasti dei trasformatori ausiliari in una centrale elettrica tedesca. Il processo di mappatura descrive le conseguenze e le azioni necessarie per mitigare il rischio e garantire la continuità di funzionamento dell’impianto fino alla chiusura programmata. Sono stati elencati i passaggi e i dati necessari per raggiungere questo obiettivo.

   Come descritto, viene effettuata una valutazione iniziale dei trasformatori nell’impianto che porta alla diagnosi e dalla diagnosi vengono identificate le azioni preventive e correttive necessarie. La mappatura è un processo completo, in cui la valutazione è solo il primo passo di un piano di mappatura olistico. Nei prossimi articoli forniremo ulteriori casi di studio che illustrano come la mappatura del parco trasformatori possa essere utilizzata per gestire in modo efficace la manutenzione preventiva e la pianificazione implicate nella manutenzione dei trasformatori di potenza e dei trasformatori di distribuzione.

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   Questo articolo è stato originariamente pubblicato nella rivista Transformers Magazine e viene qui ripubblicato con autorizzazione.