Poziomy ryzyka związanego z nieprawidłowościami w pracy transformatora: podstawowe informacje dla zespołów utrzymania ruchu

W ciągu ostatniego stulecia znacznie zmieniły się techniki wykrywania awarii transformatorów. Prosty przekaźnik Buchholza stosowany w latach 20. XX wieku zastąpiły używane dziś nowoczesne, zaawansowane systemy analizy gazów rozpuszczonych (DGA). Choć postęp techniczny znacząco zwiększył skuteczność monitorowania stanu transformatorów, zrodził również wyzwanie — problem z oceną rzeczywistego poziomu ryzyka w przypadku wyzwolenia alarmu.

Dla zespołów utrzymania ruchu nie są to tylko akademickie rozważania. Błędna klasyfikacja problemów ma poważne konsekwencje, ponieważ wpływa zarówno na koszty eksploatacji, jak i bezpieczeństwo. Uznanie drobnej nieprawidłowości za problem krytyczny oznacza marnotrawstwo w związku z niepotrzebną interwencją. Z kolei zbagatelizowanie poważnego problemu grozi katastrofalną w skutkach awarią, która może doprowadzić do całkowitego zniszczenia transformatora i uszkodzenia innych elementów infrastruktury oraz stworzyć zagrożenie dla personelu.

Błędna klasyfikacja nieprawidłowości wiąże się ze znaczącymi kosztami. Niepotrzebna interwencja może kosztować dziesiątki tysięcy złotych, a poważna awaria transformatora — nawet miliony złotych.

Wyzwania związane z klasyfikacją problemów przez zespół utrzymania ruchu

Zespoły utrzymania ruchu odpowiedzialne za transformatory napotykają kilka typowych problemów z klasyfikowaniem nieprawidłowości. Dowodzi to, jak trudne jest to zadanie. Często system monitorowania wodoru generuje alarm, ale nie wskazuje jednoznacznie wagi problemu. W związku z brakiem dodatkowych danych zespoły utrzymania ruchu nierzadko reagują zachowawczo i klasyfikują wiele takich problemów jako potencjalnie poważne.

W dużej mierze odpowiadają za to tradycyjne detektory, które mają ograniczenia związane z uproszczoną konstrukcją. Niedrogie monitory badające wyłącznie stężenie wodoru w przypadku wielu nieprawidłowości nie są w stanie określić charakteru ani wagi problemu. Ograniczenia mają również detektory wielogazowe, które niezbyt dobrze radzą sobie z określaniem rodzaju nieprawidłowości. Użytkowane obecnie monitory badające stężenie acetylenu, czyli podstawowy wskaźnik informujący o wysokoenergetycznych wyładowaniach łukowych, charakteryzują się niską czułością (>3 ppm), w związku z czym nie są w stanie wykryć wartości granicznej 2 ppm zalecanej w biuletynie technicznym nr 783 rady CIGRE.

Ograniczenia te skutkują ignorowaniem problemu, ponieważ alarmy często są fałszywe. Jak zauważono w biuletynie technicznym nr 783 rady CIGRE, „takie fałszywe alarmy generowane z powodu wykrycia niepożądanych gazów są znacznie częstsze niż alarmy dotyczące faktycznych wyładowań łukowych. Gdy takie fałszywe alarmy powtarzają się wielokrotnie, operator może zacząć ignorować ostrzeżenia”. Prowadzi to do niebezpiecznej sytuacji, ponieważ zespoły utrzymania ruchu mogą z góry zakładać, że alarm jest fałszywy.

Wysokoenergetyczne wyładowania łukowe, którym towarzyszy powstawanie acetylenu, często pojawiają się nagle, a brak szybkiej interwencji może doprowadzić do katastrofalnej w skutkach awarii transformatora. Jak ostrzega rada CIGRE w biuletynie technicznym nr 783, „wyładowania łukowe można wykryć tylko na późniejszych etapach, gdy stężenie acetylenu i wodoru rośnie szybko w krótkim czasie. Czasami wykrywa się je zbyt późno, a jeśli do wyładowania dochodzi w uzwojeniach, nierzadko nie da się już uniknąć katastrofalnej w skutkach awarii…”. Awaria taka miała miejsce w jednym z ważnych centrów danych. Analizator InsuLogix G2 zarejestrował wzrost stężenia acetylenu z 0 do w przybliżeniu 30 ppm. Niestety analizatora nie podłączono do systemu SCADA. Po mniej więcej sześciu miesiącach transformator uległ uszkodzeniu, choć można było tego uniknąć.

Wpływ błędnej klasyfikacji problemów na wykorzystanie personelu i środków

Skutkiem błędnej klasyfikacji nieprawidłowości jest szereg problemów z efektywnością wykorzystania personelu i środków. Interwencja związana z problemem niewymagającym niezwłocznej reakcji wymusza przerwanie zaplanowanych działań zespołu utrzymania ruchu. Takie nieplanowane interwencje zwykle generują wyższe koszty, ponieważ wymagają pracy po godzinach i wykorzystania odpowiedniego sprzętu, a dodatkowo mogą prowadzić do przerw w produkcji.

Ryzyko finansowe jest jeszcze większe w przypadku opóźnionej reakcji na problemy krytyczne. Poważna awaria transformatora może kosztować miliony złotych w związku z koniecznością wymiany sprzętu, wykonania pilnych napraw i redysponowania energii. W przypadku zakładów przemysłowych koszty wymiany sprzętu są często marginalne w porównaniu ze stratami spowodowanymi nieplanowaną przerwą w produkcji.

Względy finansowe to nie wszystko. Błędna klasyfikacja problemów wiąże się również z istotnymi zagrożeniami dla personelu. Wysokoenergetyczne wyładowania łukowe mogą doprowadzić do katastrofalnej w skutkach awarii transformatora i pożaru, wybuchu lub wycieku oleju. W przypadku zbagatelizowania zagrożenia na niebezpieczeństwo może narazić się także zespół utrzymania ruchu.

Kolejnym ukrytym kosztem błędnej klasyfikacji nieprawidłowości są wydatki na pobieranie i analizę próbek oleju. Gdy ostrzeżenia są niejednoznaczne, zespoły utrzymania ruchu często zwiększają częstotliwość ręcznego pobierania próbek oleju i analizowania ich w laboratorium. Takie pilne badanie może wymagać pobrania próbek, ich wysyłki, analizy i przygotowania raportu. Koszty mogą sięgać tysięcy złotych. Przedsiębiorstwa energetyczne użytkujące setki transformatorów niejednokrotnie wydają dziesiątki tysięcy złotych rocznie na takie niepotrzebne badania, choć w wielu przypadkach wystarczyłoby umiejętne wykorzystanie systemów monitorowania online.

Potwierdza to przypadek jednego z przedsiębiorstw energetycznych, które niedawno zastąpiło kilkadziesiąt monitorów wielogazowych analizatorami InsuLogix G2, aby zwiększyć efektywność monitorowania DGA metodą online. Używane dotychczas monitory wielogazowe wykrywały ogólne trendy, ale nie były w stanie określić rodzaju problemu, w związku z czym w przypadku każdego alarmu postępowano w ten sposób. Po wdrożeniu monitorów zdolnych do precyzyjnego pomiaru stężenia acetylenu odnotowano znaczną poprawę efektywności działań zespołu utrzymania ruchu. Alarmy dotyczące stężenia acetylenu pozwoliły jednoznacznie klasyfikować poziom zagrożenia i reagować odpowiednio do rzeczywistego ryzyka.

Współczesne modele klasyfikacji problemów

Nowe metody klasyfikowania nieprawidłowości koncentrują się na opracowaniu bardziej zaawansowanego podejścia do monitorowania gazów, ze szczególnym naciskiem na wysoką czułość określania stężenia acetylenu. Informacja o stężeniu acetylenu jest niezwykle cenna, ponieważ gaz ten powstaje tylko w temperaturach przekraczających 500°C. Dlatego stężenie acetylenu jest podstawowym wskaźnikiem pozwalającym wykryć wyładowania wysokoenergetyczne, w tym łukowe.

Sytuację zmieniły nowoczesne systemy monitorowania, które określają stężenie acetylenu z dokładnością na poziomie sprzętu laboratoryjnego (czułość 0,5 ppm). Tak duża czułość umożliwia wykrywanie wyładowań wysokoenergetycznych na najwcześniejszych etapach, często kilka tygodni wcześniej niż w przypadku systemów z mniej czułymi monitorami.

Diagnostykę znacząco ułatwia badanie jednocześnie stężenia wodoru i acetylenu. Wzrost samego stężenia wodoru oznacza zazwyczaj wyładowania niskoenergetyczne, takie jak wyładowania niezupełne, lub miejscowe przegrzanie. Gdy jednak rośnie także stężenie acetylenu, zwłaszcza gwałtownie, występują wyładowania wysokoenergetyczne, które wymagają niezwłocznej interwencji.

W biuletynie technicznym nr 783 rady CIGRE podkreślono, że „w przypadku wyładowań łukowych typu D1 lub D2 występujących w uzwojeniach, czyli prawdopodobnie najniebezpieczniejszej awarii transformatorów, typowa wartość graniczna stężenia acetylenu wskazana w normie IEC / wytycznych CIGRE to ~2 ppm”. Ta wartość graniczna jednoznacznie wskazuje na początkowy etap niebezpiecznych wyładowań łukowych. Dlatego ważne jest korzystanie z systemów monitorowania, które wykrywają tak niskie, a nawet niższe, stężenie acetylenu. Należy pamiętać, że wzrostowi stężenia acetylenu do 2 ppm towarzyszy jednoczesny wzrost stężenia wodoru o zaledwie 6 ppm (w przybliżeniu). Jednak z wykryciem wzrostu stężenia wodoru o 6 ppm nie radzą sobie monitory typu M1 i M2 z rezystorem warstwowym, czujnikami wykorzystującymi tlenki metalu albo ogniwami elektrochemicznymi, ponieważ w ich przypadku wartość graniczna jest stosunkowo wysoka — zwykle wynosi ≥25 ppm.

Wdrożenie skutecznych procedur reagowania

Uzupełnieniem skutecznej klasyfikacji problemów muszą być odpowiednie procedury reagowania. Kluczem do sukcesu jest włączenie zaawansowanych systemów monitorowania do istniejących programów konserwacji. Pierwszy krok to przypisanie poziomów ryzyka do określonych, stosowanych już działań zespołu utrzymania ruchu.

W przypadku korzystania z analizatora InsuLogix G2 operator użytkujący transformatory może wykorzystać przedstawione poniżej wielopoziomowe procedury reagowania na podstawie zmierzonego stężenia gazów. Umożliwi to zespołowi utrzymania ruchu przydzielanie personelu i środków odpowiednio do rzeczywistego ryzyka. Sprawdzić może się poniższe przykładowe podejście, w którym uwzględniono często odmienny stan transformatorów:

• W przypadku wykrycia stężenia wodoru powyżej wartości granicznej bez jednoczesnego wzrostu stężenia acetylenu należy pobrać próbkę oleju w ciągu 48 godzin.
• W razie wzrostu stężenia acetylenu z poziomu niewykrywalnego do poziomu 0,5–2 ppm należy przeprowadzić dodatkową diagnostykę w ciągu maksymalnie 24 godzin.
• Jeśli stężenia acetylenu wzrośnie z poziomu niewykrywalnego do poziomu 2–5 ppm, należy jak najszybciej przeprowadzić dodatkową diagnostykę. 
• W przypadku gdy stężenie acetylenu wzrośnie z poziomu niewykrywalnego do poziomu >5 ppm lub gwałtownie wzrośnie tempo zmian (RoC) tego stężenia, należy podjąć działania określone w procedurach dotyczących możliwej awarii transformatora.

Szczegółowe informacje na temat interpretacji wyników monitorowania i zalecanych działań zawierają wytyczne branżowe CIGRE, IEC i IEEE. Opisane powyżej wielopoziomowe procedury reagowania dotyczą analizatora InsuLogix G2, który monitoruje acetylen, wodór i wilgoć, i mają jedynie charakter przykładowy.

Skuteczności tego podejścia dowodzi przypadek dużej rafinerii, w której w ramach okresowych badań laboratoryjnych próbki oleju pobranej z transformatora o krytycznym znaczeniu wykryto stężenie acetylenu na poziomie 1,5 ppm. Czas realizacji zamówienia na nowy transformator oszacowano na ponad 2,5 roku, dlatego zapadła decyzja o wykorzystaniu wyjątkowo dokładnego analizatora InsuLogix G2 do ciągłego monitorowania stężenia acetylenu w okresach między badaniami laboratoryjnymi. Pozwoliło to użytkować transformator aż do czasu jego wymiany.

Wdrożono procedurę reagowania opartą na pomiarze stężenia acetylenu, w której sprecyzowano działania podejmowane przy określonych wartościach granicznych. Wahania stężenia acetylenu wykryte przez analizator i dokładność pomiaru potwierdziła analiza laboratoryjna. Co istotne, w kilku przypadkach stężenie wodoru utrzymywało się na poziomie poniżej 40 ppm, czyli takim, który nie wzbudziłby podejrzeń w przypadku monitorowania jedynie wodoru. Dopiero obecność acetylenu pozwoliła wykryć ryzyko wyładowań wysokoenergetycznych.

Wnioski

Jednoznaczna klasyfikacja nieprawidłowości zapewnia trzy wzajemnie powiązane korzyści: obniżenie kosztów dzięki mniejszej liczbie niepotrzebnych interwencji i zapobieganiu katastrofalnym w skutkach awariom, zwiększenie bezpieczeństwa dzięki dostarczaniu zespołowi utrzymania ruchu dokładnych informacji na temat wagi problemu, a także optymalizację wykorzystania środków i personelu, ponieważ zespół utrzymania ruchu może określać priorytety działań w oparciu o rzeczywisty stan transformatora.

Przedsiębiorstwom, którym zależy na zwiększeniu skuteczności klasyfikacji problemów z transformatorami, mogą pomóc poniższe praktyczne wskazówki. Najpierw należy sprawdzić możliwości posiadanego systemu monitorowania online (jeśli jest on używany), a zwłaszcza czułość pomiaru stężenia acetylenu. Jeśli dany transformator nie ma systemu monitorowania, należy zamontować system o jak najwyższej czułości pomiaru stężenia acetylenu. Ponadto system powinien umożliwiać niezależne monitorowanie wodoru i acetylenu. Następnie należy jednoznacznie określić ramy klasyfikacji problemów, wyznaczyć wartości graniczne i opracować odpowiednie procedury reagowania. Na koniec należy zintegrować te ramy klasyfikacji z istniejącymi systemami zarządzania konserwacją, aby zapewnić spójność działań w całym przedsiębiorstwie.

Wdrożenie dokładnego systemu monitorowania w połączeniu z jednoznacznie zdefiniowanymi ramami klasyfikacji problemów pozwoli zespołom utrzymania ruchu przejść z modelu konserwacji reaktywnej, obarczonego ryzykiem, na model konserwacji proaktywnej, który optymalizuje zarówno niezawodność, jak i wykorzystanie środków oraz personelu.