{"id":8420,"date":"2021-04-30T18:42:55","date_gmt":"2021-04-30T18:42:55","guid":{"rendered":"https:\/\/polywaterv2.wpengine.com\/mapeo-como-metodologia-de-evaluacion-de-riesgos-y-costos\/"},"modified":"2024-11-01T10:21:53","modified_gmt":"2024-11-01T15:21:53","slug":"mapeo-como-metodologia-de-evaluacion-de-riesgos-y-costos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.polywater.com\/es\/knowledge-hub\/mapeo-como-metodologia-de-evaluacion-de-riesgos-y-costos\/","title":{"rendered":"Mapeo como metodolog\u00eda de evaluaci\u00f3n de riesgos y costos"},"content":{"rendered":"
<\/div>\n

Resumen<\/strong><\/h2>\n

Los transformadores de generaci\u00f3n, puesta en marcha y auxiliares se dise\u00f1an generalmente para funciones espec\u00edficas dentro de un bloque operativo en una planta de energ\u00eda. \u00a0La planificaci\u00f3n, fabricaci\u00f3n e instalaci\u00f3n de transformadores de energ\u00eda de dise\u00f1o personalizado puede tardar muchos a\u00f1os en completarse.\u00a0 Una vez en funcionamiento, la falla prematura de estos activos cr\u00edticos antes de su Fin de Vida \u00datil (EOL) esperado, puede ser devastador para el propietario de la empresa de suministro el\u00e9ctrico o industrial. El proceso de mapeo ayuda en la identificaci\u00f3n proactiva de aquellos transformadores que pueden generar el mayor riesgo econ\u00f3mico y de rendimiento. El proceso ayuda a identificar medidas de rectificaci\u00f3n, conservaci\u00f3n y acondicionamiento que aseguran que estos activos cr\u00edticos funcionen a lo largo de su vida \u00fatil planificada.<\/p>\n

Introducci\u00f3n<\/strong><\/h2>\n

Nuestro art\u00edculo Mapeo de las poblaciones de transformadores<\/strong><\/a> se centr\u00f3 en el uso del proceso de mapeo como punto de partida para determinar las medidas adecuadas de rectificaci\u00f3n y conservaci\u00f3n que su equipo de mantenimiento debe tomar para garantizar que un bloque de transformadores sometidos a envejecimiento acelerado funcione a largo plazo.\u00a0 Este art\u00edculo ampl\u00eda el mapeo y la evaluaci\u00f3n de riesgos para identificar las acciones necesarias para extender la vida \u00fatil de los transformadores sujetos a otras formas de riesgo, como el dise\u00f1o y los riesgos externos aleatorios.\u00a0 En casos de estos riesgos, el proceso de mapeo genera diferentes estrategias de rectificaci\u00f3n y conservaci\u00f3n para mejorarlos y controlarlos. Luego, estas estrategias se comparan para que la opci\u00f3n que mejor equilibre los riesgos se pueda implementar con una evaluaci\u00f3n de las consideraciones operativas y financieras.\u00a0 Usamos un ejemplo hipot\u00e9tico, basado en una experiencia de campo t\u00edpica, para ilustrar estos conceptos.<\/p>\n\n\n\n
Contenido relacionado: <\/strong>Mapeo de las poblaciones de transformadores<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Tipos de riesgos<\/strong><\/h2>\n

Un bloque de transformadores es un sistema complejo.\u00a0 Los transformadores y equipos auxiliares que componen un bloque de operaci\u00f3n est\u00e1n interconectados y deben funcionar seg\u00fan lo dise\u00f1ado para que el bloque cumpla con los objetivos de operaci\u00f3n durante un per\u00edodo prolongado.\u00a0 Los problemas del envejecimiento acelerado y su efecto sobre fallas prematuras ya se han abordado en art\u00edculos anteriores.\u00a0\u00a0 Un bloque de transformadores tambi\u00e9n puede estar en riesgo debido a un dise\u00f1o 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.\u00a0 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.\u00a0 \u00a0Los factores aleatorios como los rayos, los desastres naturales o los cortocircuitos crean otra forma de riesgo dif\u00edcil de predecir.<\/p>\n

El t\u00e9rmino Fin de la Vida \u00datil (EOL) se usa com\u00fanmente para describir el momento en que un transformador deja de funcionar.\u00a0 Este t\u00e9rmino es impreciso ya que no transmite las acciones que se pueden tomar para reducir los riesgos que m\u00e1s afectan a un bloque de transformadores.\u00a0 Estas acciones podr\u00edan incluir el reacondicionamiento del aceite y el monitoreo en el caso de envejecimiento acelerado o la creaci\u00f3n de redundancia en el sistema para protegerlo de la falla repentina de activos cr\u00edticos.\u00a0 Un t\u00e9rmino \u00fatil, utilizado en este art\u00edculo, es sustancia restante (RS), que transmite el concepto de un activo valioso que se puede consumir o conservar dependiendo de c\u00f3mo se gestionen los riesgos. La disminuci\u00f3n de RS es exponencial si no se toman las medidas adecuadas de manera proactiva. \u00a0Es importante instituir las medidas correctivas y\/o de conservaci\u00f3n de forma anticipada para que el RS pueda conservarse en buenas condiciones de funcionamiento durante toda la vida \u00fatil requerida del transformador.\u00a0 La experiencia de campo sugiere que una vez que RS alcanza el 60%, la vida \u00fatil restante del transformador es de solo seis a\u00f1os.\u00a0 Si se toman las medidas adecuadas y oportunas para gestionar los factores de riesgo, la vida \u00fatil del transformador se puede extender por otros 10 a 15 a\u00f1os.\u00a0 El siguiente cuadro muestra las trayectorias de RS con y sin medidas de conservaci\u00f3n.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Las mediciones del contenido de agua por debajo del 2 % hasta m\u00e1s del 3 % comprenden un rango a partir del cual se mide el envejecimiento acelerado. El dise\u00f1o de sellado adecuado es un medio para reducir el impacto del O2<\/sub> en la despolimerizaci\u00f3n.\u00a0 La desgasificaci\u00f3n parcial ha demostrado ser un m\u00e9todo eficaz para restaurar los niveles de O2<\/sub> al 30 % de sus valores saturados.<\/p>\n

Fallas de tipo 1<\/strong>: la degradaci\u00f3n relacionada con la edad de los ensamblajes electromec\u00e1nicos tales como bujes, OLTC y del aislamiento s\u00f3lido puede contribuir a la falla del bloque de transformadores.\u00a0 Los riesgos causados por el envejecimiento acelerado se cuantifican en el proceso de mapeo a trav\u00e9s de DGA y pruebas de fluidos del transformador.\u00a0 Estos procedimientos de prueba proporcionan indicaciones del nivel de despolimerizaci\u00f3n del aislamiento s\u00f3lido en el transformador, ya que no se puede medir directamente.\u00a0 El nivel y la tasa de exposici\u00f3n de la celulosa a los aceleradores del envejecimiento, como la alta temperatura, la humedad, el ox\u00edgeno (O2<\/sub>) y los \u00e1cidos, son los puntos de partida de este proceso.\u00a0 Estos influyen en las propiedades f\u00edsicas y el\u00e9ctricas del transformador e influyen en la tasa de envejecimiento acelerado.<\/p>\n

Los riesgos de tipo 1 se determinan con precisi\u00f3n gracias a una mayor sofisticaci\u00f3n de las metodolog\u00edas y tecnolog\u00edas de prueba.\u00a0 Una vez que se cuantifican los efectos de los aceleradores, se pueden tomar medidas para conservar el aislamiento de celulosa para extender la vida \u00fatil del transformador.\u00a0 Estas medidas incluyen el monitoreo de gas y la regeneraci\u00f3n de aceite. \u00a0Si se manejan correctamente, los riesgos de Tipo 1 se pueden controlar para ralentizar la degradaci\u00f3n relacionada con el envejecimiento y el EOL de un transformador. Es importante comprender que incluso cuando se toman las medidas adecuadas, el transformador seguir\u00e1 envejeciendo, pero a un ritmo m\u00e1s lento que de lo contrario.\u00a0 Esto significa que la probabilidad de falla por los riesgos de tipo 1 aumenta con el tiempo.<\/p>\n

Fallas de Tipo 2<\/strong>: El dise\u00f1o inadecuado o la construcci\u00f3n deficiente de un transformador a menudo causan condiciones repentinas de EOL. El dise\u00f1o 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 atmosf\u00e9ricos 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 dise\u00f1o deficiente o la mano de obra de mala calidad de un nuevo transformador provocan la falla prematura del transformador, lo que resulta en una p\u00e9rdida considerable de ingresos y costos de reparaci\u00f3n\/reemplazo. Comprender c\u00f3mo reacciona el nuevo equipo a las condiciones reales del campo cuando se conecta al equipo existente en el bloque lleva tiempo.<\/p>\n

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 desempe\u00f1o.\u00a0 La investigaci\u00f3n adecuada puede llevar a\u00f1os antes de que la probabilidad de falla alcance niveles normales.<\/p>\n

Fallos de tipo 3<\/strong>: las influencias externas, como los rayos o los cortocircuitos, a menudo generan fallos repentinos y catastr\u00f3ficos 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 estaci\u00f3n tambi\u00e9n 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 centr\u00e1ndose en los transformadores, que est\u00e1n m\u00e1s expuestos a esta incertidumbre.<\/p>\n

La incertidumbre que rodea a las fallas de Tipo 3 hace que sean dif\u00edciles de predecir.\u00a0 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 p\u00e9rdida de ingresos por una p\u00e9rdida de producci\u00f3n de energ\u00eda durante un per\u00edodo o el costo de comprar energ\u00eda en el mercado abierto.\u00a0 El riesgo de Tipo 3 no aumenta ni disminuye con el tiempo y se puede considerar como una distribuci\u00f3n de probabilidad uniforme durante la vida \u00fatil 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.<\/p>\n\n\n\n
Contenido relacionado: <\/strong>Historia de reparaci\u00f3n de fugas en transformadores de Polywater\u00ae<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Razones para el mapeo<\/strong><\/h2>\n

Todos los transformadores est\u00e1n expuestos a diversos riesgos.\u00a0 Envejecen con el tiempo causando fallas prematuras. Un dise\u00f1o 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 art\u00edculo se utiliza para identificar el riesgo al que est\u00e1 expuesto un bloque de transformadores y qu\u00e9 acciones son necesarias para contrarrestar el impacto negativo que tienen en el rendimiento. El proceso tambi\u00e9n 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. \u00a0Si no se mantiene adecuadamente, es posible que no se alcance la justificaci\u00f3n financiera original del transformador y el bloque funcional en el que opera.\u00a0 El resultado final del proceso de mapeo es proporcionar m\u00faltiples opciones que el propietario de la planta puede seleccionar en funci\u00f3n de un nivel de riesgo aceptable y el compromiso econ\u00f3mico requerido.<\/p>\n

El proceso de mapeo<\/strong><\/h2>\n

El proceso de mapeo consta de ocho pasos.\u00a0 Cada paso aporta al siguiente, lo que da como resultado la evaluaci\u00f3n de diferentes acciones de reemplazo, remediaci\u00f3n y conservaci\u00f3n a largo plazo que se pueden tomar para reducir los riesgos de la EOL.\u00a0 Estos planes de acci\u00f3n identifican sus costos y riesgos asociados para permitir al operador del bloque transformadores seleccionar las acciones m\u00e1s adecuadas para cumplir con los objetivos de la planta.<\/p>\n

Los pasos del proceso de mapeo se describir\u00e1n utilizando el siguiente escenario:<\/p>\n

Descripci\u00f3n del escenario<\/strong><\/h2>\n

Con el fin de garantizar que los transformadores en una planta combinada de calor y energ\u00eda (CHP) funcionen hasta su cierre planificado en seis a\u00f1os, se desarroll\u00f3 un plan de conservaci\u00f3n para la planta. La fase inicial de este plan fue la regeneraci\u00f3n de fluido aislante para transformadores de alta tensi\u00f3n, puesta en marcha y suministro de estaci\u00f3n.\u00a0 Un a\u00f1o despu\u00e9s del inicio del plan de preservaci\u00f3n, se inici\u00f3 la segunda fase de acciones de acondicionamiento y conservaci\u00f3n a un transformador elevador de voltaje proveniente del generador (GSU) cuando se instal\u00f3 una unidad de acondicionamiento transportable.\u00a0 En el tercer a\u00f1o del proceso de conservaci\u00f3n se instal\u00f3 una segunda unidad de acondicionamiento para aumentar a\u00fan m\u00e1s el acondicionamiento de un segundo transformador GSU.<\/p>\n

Los datos que se recopilaron de los sistemas de monitoreo de gas en l\u00ednea durante los primeros tres a\u00f1os del programa de extensi\u00f3n de la vida \u00fatil proporcionaron una cantidad considerable de informaci\u00f3n de referencia sobre la tendencia de la RS. El an\u00e1lisis de estos datos plante\u00f3 la posibilidad de una vida \u00fatil m\u00e1s prolongada.\u00a0 Debido a esto, se decidi\u00f3 aumentar la evaluaci\u00f3n de activos cr\u00edticos en la planta. El alcance se cambi\u00f3 para incluir la evaluaci\u00f3n de tres escenarios donde se evaluar\u00edan el costo y los riesgos de un per\u00edodo de operaci\u00f3n m\u00e1s largo.\u00a0 Los tres escenarios permitir\u00edan al propietario de la planta comparar las diferentes alternativas para poder determinar si era factible la extensi\u00f3n de un per\u00edodo adicional de diez a\u00f1os y, de ser as\u00ed, qu\u00e9 ser\u00eda lo mejor para lograrlo. La motivaci\u00f3n para este alcance m\u00e1s amplio fue determinar si la planta podr\u00eda continuar generando ingresos por producci\u00f3n de energ\u00eda y calefacci\u00f3n a un costo razonable sin incurrir en riesgos operativos considerables.<\/p>\n

Los pasos del mapeo para lograr esta evaluaci\u00f3n m\u00e1s amplia del CHP son los siguientes:<\/p>\n\n\n\n
Contenido relacionado: <\/strong>Reparaci\u00f3n rentable de fugas en el sitio de transformadores de energ\u00eda<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Paso de mapeo 1:<\/strong> Declaraci\u00f3n de objetivos<\/p>\n

Identificar las opciones de extensi\u00f3n de la vida \u00fatil 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 a\u00f1os.\u00a0 Proporcionar al propietario del activo una evaluaci\u00f3n completa de riesgo\/recompensa de las opciones propuestas.<\/p>\n

Paso de mapeo 2:<\/strong> Recolecci\u00f3n de datos y documentaci\u00f3n<\/p>\n

Debe estar disponible un historial completo de los siguientes datos y debe incluir:<\/p>\n