{"id":31857,"date":"2024-10-30T08:04:42","date_gmt":"2024-10-30T13:04:42","guid":{"rendered":"https:\/\/www.polywater.com\/knowledge-hub\/mappatura-come-metodologia-di-valutazione-dei-rischi-e-dei-costi\/"},"modified":"2024-11-01T10:15:55","modified_gmt":"2024-11-01T15:15:55","slug":"mappatura-come-metodologia-di-valutazione-dei-rischi-e-dei-costi","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.polywater.com\/it\/knowledge-hub\/mappatura-come-metodologia-di-valutazione-dei-rischi-e-dei-costi\/","title":{"rendered":"La mappatura come metodologia di valutazione dei rischi e dei costi"},"content":{"rendered":"
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Riassunto<\/strong><\/h2>\n

I trasformatori di generazione, di avviamento e ausiliari sono solitamente progettati per funzioni specifiche all’interno di un blocco operativo della centrale elettrica. \u00a0La progettazione, la produzione e l’installazione di trasformatori di potenza personalizzati possono richiedere molti anni.\u00a0 Una volta in funzione, il guasto prematuro di queste risorse critiche prima della fine prevista del loro ciclo di vita (EOL) pu\u00f2 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 pi\u00f9 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.<\/p>\n

Introduzione<\/strong><\/h2>\n

Il nostro articolo\u00a0Mappatura delle popolazioni di trasformatori<\/strong><\/a> si \u00e8 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.\u00a0 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.\u00a0 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.\u00a0 Per illustrare questi concetti utilizziamo un esempio ipotetico, basato su una tipica esperienza sul campo.<\/p>\n\n\n\n
Contenuti connessi: <\/strong>Mappatura delle popolazioni di trasformatori<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Tipi di rischio<\/strong><\/h2>\n

Un blocco trasformatore \u00e8 un sistema complesso.\u00a0 I trasformatori e le apparecchiature ausiliarie che compongono un blocco operativo sono interconnessi e devono funzionare come progettato affinch\u00e9 il blocco soddisfi gli obiettivi operativi per un periodo di tempo prolungato.\u00a0 Le problematiche dell’invecchiamento accelerato e dei conseguenti guasti prematuri sono gi\u00e0 state affrontate in articoli precedenti.\u00a0\u00a0 Un blocco trasformatore pu\u00f2 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.\u00a0 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.\u00a0 \u00a0Fattori casuali come fulmini, calamit\u00e0 naturali o cortocircuiti rappresentano un’altra forma di rischio, difficile da prevedere.<\/p>\n

Per descrivere il momento in cui un trasformatore diventa inutilizzabile si usa solitamente il termine “End of Life” (EOL), cio\u00e8 fine vita.\u00a0 Questo termine \u00e8 impreciso in quanto non descrive le azioni che possono essere intraprese per ridurre i rischi che maggiormente colpiscono un blocco trasformatore.\u00a0 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.\u00a0 Un termine utile, utilizzato in questo articolo, \u00e8 “sostanza rimanente” (remaining substance, RS), che trasmette il concetto di un bene prezioso che pu\u00f2 essere consumato o conservato a seconda di come vengono gestiti i rischi. Il declino della RS \u00e8 esponenziale se non vengono prese proattivamente le misure appropriate. \u00a0\u00c8 importante attuare misure correttive e\/o conservative con sufficiente anticipo affinch\u00e9 la RS del trasformatore possa essere mantenuta in buone condizioni operative per tutta la durata della vita operativa richiesta.\u00a0 L’esperienza sul campo suggerisce che una volta che l’RS raggiunge il 60%, la vita operativa residua del trasformatore \u00e8 di soli sei anni.\u00a0 Adottando misure adeguate e tempestive per gestire i fattori di rischio, la durata di vita del trasformatore pu\u00f2 essere prolungata di altri 10-15 anni.\u00a0 Il grafico seguente illustra le traiettorie di RS con e senza misure di conservazione.<\/p>\n

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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 \u00e8 un mezzo per ridurre l’impatto di O2<\/sub> sulla depolimerizzazione.\u00a0 La degassificazione parziale ha dimostrato di essere un mezzo efficace per riportare i livelli di O2<\/sub> al 30% dei suoi valori saturi.<\/p>\n

Guasti di tipo 1<\/strong>-Il degrado legato all’invecchiamento di assemblaggi elettromeccanici come boccole, OLTC e dell’ isolamento solido pu\u00f2 contribuire al guasto del trasformatore.\u00a0 I rischi causati dall’invecchiamento accelerato vengono quantificati nel processo di mappatura mediante prova dei gas disciolti (DGA) e test sui fluidi dei trasformatori.\u00a0 Queste procedure di prova forniscono indicazioni sul livello di depolimerizzazione dell’isolamento solido nel trasformatore, poich\u00e9 non pu\u00f2 essere misurato direttamente.\u00a0 Il livello e il tasso di esposizione della cellulosa ad acceleratori di invecchiamento quali alte temperature, umidit\u00e0, ossigeno (O2<\/sub>) e acidi sono i punti di partenza di questo processo.\u00a0 Essi influenzano le propriet\u00e0 fisiche ed elettriche del trasformatore e incidono sulla velocit\u00e0 dell’invecchiamento accelerato.<\/p>\n

I rischi di tipo 1 vengono determinati con precisione grazie alle attuali metodologie e tecnologie di test sempre pi\u00f9 sofisticate.\u00a0 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.\u00a0 Queste misure includono il monitoraggio dei gas e la rigenerazione dell’olio. \u00a0Se gestiti correttamente, i rischi di tipo 1 possono essere controllati per rallentare il degrado legato all’et\u00e0 e l’EOL (fine del ciclo di vita) di un trasformatore. \u00c8 importante comprendere che, anche quando si adottano le misure appropriate, il trasformatore continuer\u00e0 a invecchiare, anche se a un ritmo pi\u00f9 lento rispetto a prima.\u00a0 Ci\u00f2 significa che la probabilit\u00e0 di guasto dovuto ai rischi di tipo 1 aumenta con il passare del tempo.<\/p>\n

Guasti di tipo 2<\/strong>– 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 probabilit\u00e0 di cedimenti prematuri. Una lavorazione scadente dei giunti di saldatura provoca perdite di olio o l’ingresso di umidit\u00e0 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 qualit\u00e0 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.<\/p>\n

La probabilit\u00e0 di guasti di tipo 2 \u00e8 inizialmente elevata, ma con il tempo diminuisce man mano che il trasformatore viene controllato e vengono apportate modifiche per ottimizzarne le prestazioni.\u00a0 Possono volerci anni prima che un controllo adeguato riporti a livelli normali la probabilit\u00e0 di un guasto.<\/p>\n

Guasti di tipo 3<\/strong>-Influenze esterne come fulmini o cortocircuiti spesso causano guasti improvvisi e catastrofici dei trasformatori. Il rischio derivante da un fulmine non \u00e8 quantificabile a causa dell’incertezza sui tempi e sulla gravit\u00e0 dell’evento. Tuttavia, anche il cortocircuito di un trasformatore di rete o di una stazione di terze parti pu\u00f2 creare questo tipo di rischio. Il rischio di tipo 3 \u00e8 incontrollabile e casuale. I rischi di tipo 3 vengono incorporati nel processo di mappatura concentrandosi sui trasformatori, che sono maggiormente esposti a questa incertezza.<\/p>\n

L’incertezza che circonda i guasti di tipo 3 rende difficile prevederli.\u00a0 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.\u00a0 Il rischio di tipo 3 non aumenta n\u00e9 diminuisce nel tempo e pu\u00f2 essere considerato come una distribuzione di probabilit\u00e0 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 unit\u00e0 nel blocco.<\/p>\n\n\n\n
Contenuti connessi: <\/strong>Storia di riparazione perdite trasformatore da Polywater\u00ae<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Motivi per eseguire la mappatura<\/strong><\/h2>\n

Tutti i trasformatori sono esposti a vari rischi.\u00a0 Con il passare del tempo invecchiano e possono guastarsi prematuramente. Una progettazione scadente pu\u00f2 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 \u00e8 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. \u00a0Se non si esegue una manutenzione adeguata, la giustificazione finanziaria originale del trasformatore e del blocco funzionale in cui opera potrebbe non essere raggiunta.\u00a0 Il risultato finale del processo di mappatura \u00e8 quello di fornire molteplici opzioni tra cui il proprietario dell’impianto pu\u00f2 scegliere in base a un livello accettabile di rischio e all’impegno economico richiesto.<\/p>\n

Il processo di mappatura<\/strong><\/h2>\n

Il processo di mappatura si articola in otto fasi.\u00a0 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 pi\u00f9 adatte a soddisfare gli obiettivi dell’impianto.<\/p>\n

I passaggi del processo di mappatura saranno descritti facendo riferimento allo scenario seguente:<\/p>\n

Descrizione dello scenario<\/strong><\/h3>\n

Per garantire che i trasformatori di una centrale termoelettrica (CHP) funzionino fino alla chiusura programmata tra sei anni, \u00e8 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.\u00a0 Un anno dopo l’inizio del piano di conservazione, \u00e8 iniziata la seconda fase di interventi di condizionamento e conservazione di una delle unit\u00e0 di passaggio di generazione (GSU), con l’installazione di un’unit\u00e0 di condizionamento trasportabile.\u00a0 Nel terzo anno del processo di conservazione \u00e8 stata installata una seconda unit\u00e0 di condizionamento trasportabile per potenziare ulteriormente il condizionamento di un secondo trasformatore GSU.<\/p>\n

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 quantit\u00e0 di informazioni di base sull’andamento della RS. L’analisi di questi dati ha evidenziato la possibilit\u00e0 di un prolungamento della vita utile.\u00a0 Per questo motivo si \u00e8 deciso di ampliare la valutazione delle risorse critiche dell’impianto. L’ambito \u00e8 stato modificato per includere la valutazione di tre scenari in cui sarebbero stati valutati i costi e i rischi di un periodo operativo pi\u00f9 lungo.\u00a0 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.<\/p>\n

Di seguito sono riportati i passaggi della mappatura per realizzare questa valutazione pi\u00f9 ampia della CHP:<\/p>\n\n\n\n
Contenuti connessi: <\/strong>Riparazione a costi contenuti e in loco delle perdite dei trasformatori di potenza<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Fase di mappatura 1:<\/strong> Dichiarazione degli obiettivi<\/h4>\n

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.\u00a0 Fornire al proprietario della risorsa una valutazione completa del rapporto rischio\/rendimento delle opzioni proposte.<\/p>\n

Fase di mappatura 2:<\/strong> Raccolta dati e documentazione<\/h4>\n

Deve essere disponibile una cronologia completa dei seguenti dati, che deve includere:<\/p>\n