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WO2004090764A1 - Verfahren und system zur systematischen evaluation von bewertungskenngrössen technischer betriebsmittel - Google Patents

Verfahren und system zur systematischen evaluation von bewertungskenngrössen technischer betriebsmittel Download PDF

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Publication number
WO2004090764A1
WO2004090764A1 PCT/EP2004/003635 EP2004003635W WO2004090764A1 WO 2004090764 A1 WO2004090764 A1 WO 2004090764A1 EP 2004003635 W EP2004003635 W EP 2004003635W WO 2004090764 A1 WO2004090764 A1 WO 2004090764A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
data
rlx
evaluation
parameters
technical
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2004/003635
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Nicolaie Laurentiu Fantana
Lars Pettersson
Mark D. Perkins
Ramsis S. Girgis
Asim Fazlagic
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ABB Patent GmbH
Original Assignee
ABB Patent GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ABB Patent GmbH filed Critical ABB Patent GmbH
Priority to AU2004227475A priority Critical patent/AU2004227475B2/en
Priority to US10/547,478 priority patent/US7239977B2/en
Priority to CA2520119A priority patent/CA2520119C/en
Priority to EP04725893A priority patent/EP1618524A1/de
Priority to BRPI0409116-7A priority patent/BRPI0409116A/pt
Publication of WO2004090764A1 publication Critical patent/WO2004090764A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/10—Office automation; Time management

Definitions

  • the structure of a conventional rating scheme according to this is flat, i.e. Starting from a series of inputs or input variables, the respective output value is determined directly without a hierarchical structure.
  • the object of the invention is to enable a systematic evaluation and classification of an item of equipment with the least possible effort and avoiding the aforementioned disadvantages in the simplest possible manner.
  • the input parameters determined are merged or linked by means of knowledge-based predetermined numerical and / or logical combinations and knowledge-based predetermined resource-specific weighting factors to form an economic evaluation parameter Fix and a technical evaluation parameter Rlx.
  • a single overall evaluation parameter Elx is then determined, based on knowledge-based predetermined numerical links and weighting factors.
  • a computer program for execution on a correspondingly configured data processing device which has the features of the method according to the invention, leads to a preferred embodiment of the system according to the invention.
  • a computer program, in particular a computer program stored on a data carrier, which has the features of the method according to the invention, is therefore expressly included in the disclosure content of the present application.
  • the system for the systematic evaluation and classification of technical equipment has at least one data processing device which interacts with at least one data storage device, the data processing device including means for the technical equipment in question at least one first data set with economically relevant input parameters and at least one second data set with technically relevant ones
  • the data processing device including means for the technical equipment in question at least one first data set with economically relevant input parameters and at least one second data set with technically relevant ones
  • the systematically and systematically structured procedure takes place in particular by using a data processing device set up for this by providing and using at least a needs-based preconfigured and / or graphically structured work surface or work environment, which enables an efficient and expedient classification of the examined, evaluated equipment in different quality classes.
  • Hierarchically structured evaluation schemes can also be used advantageously.
  • Fig. 1 shows an exemplary procedure for systematic evaluation
  • Fig. 3 is a flow diagram of a method according to the invention for
  • a technical evaluation parameter Rlx relating to the technical condition of the respective equipment
  • an economic evaluation parameter Fix the economic one Value of the respective technical equipment is determined.
  • a total evaluation parameter Elx is formed by linking the two aforementioned evaluation parameters.
  • R input characteristic data corresponding to the predetermined relevant input parameters R ⁇ ... R n , for example assessments by the evaluator and / or user, the risk and / or the probability of a possible error and / or failure, the quality, the suitability, the status and / or the condition of the respective technical equipment and / or one or more of its components regarding, recorded or determined or assigned.
  • the capture can automated for example in cooperation with . appropriately configured databases and / or evaluation tools.
  • the input parameters or data associated with the aforementioned technical input parameters R ⁇ ... R n usually reflect the best possible subjective assessment of the respective evaluator and / or user and are based to a large extent on their specialist knowledge and / or experience.
  • the aforementioned technical input parameters R ⁇ ... R n can also, as shown in FIG. 1, be output values implemented upstream or upstream calculation and / or evaluation methods or tools, which are available, for example, through a preparatory work VR Resource data and / or parameters rn ... rii, r 2 ⁇ ... r 2 j ... r n ⁇ ... r n j, in particular data from sensor and / or monitoring systems and / or diagnostic data, such as, for example Data relating to the load on a transformer and / or a generator, oil levels and / or temperature, mechanically acting forces and / or gas formation are obtained.
  • LAN local area network
  • WAN world area network
  • radio network or as retrievable on the data store, preferably in a database, stored data record, introduced into the method or transferred to the system.
  • the resource-specific weighting factors W ⁇ ... w n of the various scaled intermediate values SR ⁇ ... SR n used for the preference assignment generally differ, but in principle can also have the same value.
  • the technical evaluation parameter Rlx is determined on the basis of the scaled intermediate values SR ⁇ ... SR n , various logical / numerical linking rules 4R being optionally selectable as required. The selection can already be made in preparation for the process and / or during the ongoing process.
  • a pre-processing / pre-processing stage can advantageously be provided which, at least in part, enables the input parameters to be determined on the basis of several pre-stage values by interpolation and / or estimation methods.
  • three processing values r n1 ... r n3 are to be used in the preprocessing VR for each input parameter R ⁇ ... R n to be determined.
  • These can relate, for example, to the design and / or manufacture r n1 , aging r n2 and observed and / or measured data r n3 of the technical equipment to be evaluated in each case.
  • the number and type of values taken into account in the preliminary stage and thus the running index i can be freely selected or specified and are not limited.
  • the number of values to be taken into account for determining the various input parameters R ⁇ -Rn can vary depending on the input parameter or from the input parameter to the input parameter.
  • a consistency check can advantageously be carried out, which allows, for example, a check of the data stock available for determining an input parameter R ⁇ ... R n . Is the existing data available If one or more input parameters R- ⁇ ... R n do not determine the value, the corresponding input parameter can optionally be approximately determined on the basis of the available data or hidden from the determination of the technical evaluation parameter Rlx or specified manually.
  • a consistency check as to whether specific values or data for the respective weighting factors and / or input parameters are in principle specified or recorded, and the recorded data correspond to the predetermined definition and / or value ranges, can be carried out according to the method.
  • the economic evaluation parameter Fix which describes the economic value of the technical equipment
  • F at least a second data set with economically relevant input parameters F 1 ... F m is determined.
  • the input data of the economically relevant input parameters F ⁇ ... F m required to determine the economic evaluation parameter Fix of the respective technical equipment, in particular a power equipment, can be estimated based on empirical values and / or technical / commercial considerations and / or comparable to the technical input parameters R ⁇ ... R n for determining the technical evaluation parameter Rlx can be determined by means of a further upstream preliminary stage processing VF.
  • the pre-stage processing VF can be hierarchically structured in several levels, so that one level or a set of input values can be used for the pre-processing VF for each economically relevant input parameter F ⁇ ... F m .
  • the level of the costs relevant for determining the parameters essentially depends on the respective technical equipment and / or its position or value, in particular in the respective equipment group.
  • a first, approximate estimate of the values of the economic, in particular pecuniary input parameters F ⁇ ... F m can also be carried out by the evaluator and / or user.
  • the total cost or their input characteristic data determined in a further step 2F from the pecuniary input parameters F ⁇ ... F m by numerical linkages 3F TF are proportional to the economic evaluation parameter Fix.
  • the total costs TF determined are scaled in a further step 4F to a predetermined scale or a predetermined value range, for example from 0-100.
  • the economic evaluation parameter Fix is given accordingly. If necessary, the total costs TF can also be determined by an upstream, separate processing tool and / or recorded manually by the respective user.
  • the determination of the overall parameter Elx can optionally be determined by determining the weighted Euclidean distance according to the linking rule
  • Linking rule can be used to determine the overall evaluation parameter Elx.
  • a determination of the weighted product from the economic assessment parameter Fix and the technical rating indicator Rlx, according to the linking rule Elx (RIx w * Flx " f ) * l, is also possible, with the weightings or weighting factors w r and W f can each be used as an exponent of the corresponding parameter, here too I again denotes a factor for scaling the overall evaluation parameter Elx.
  • any predetermined, numerical and / or logical combination rule Q of the general form Elx Q (Rlx, Flx) can be used to determine the overall evaluation parameter Elx.
  • the determined parameters and / or the input variables and data on which they are based are displayed automatically in tabular and / or graphic form, for example as a histogram or as a tree structure (see FIG. 2), and, if appropriate, are stored 8 on a data memory or in a database.
  • the determined parameters and / or input parameters and their associated data are advantageously prepared in a table in a further step 9 and as an attachment via a specially set up interface which interacts with the respectively used e-mail program or the respective e-mail client 10 is attached to an automatically generated e-mail file provided with a unique identifier in accordance with the method and stored on a data memory so that it can be found again.
  • the e-mail prepared in this way and the data attachment 10 contained therein can accordingly be transmitted in a simple manner by means of a network and / or e-mail server connection by e-mail to one and / or any number of addressees worldwide.
  • 2 shows an exemplary system for the systematic evaluation of evaluation parameters of technical equipment by means of a data processing device 20, which interacts with at least one data memory 21 and has an input device 22 and a display device 23.
  • the system in particular the data processing device 20, has means 20a for at least one first data record with economically relevant input parameters F ⁇ ... F m and at least one second data record with technically relevant input parameters R ⁇ ... R n for the technical equipment to be evaluated in each case to capture and / or determine.
  • the system automatically determines both an economic evaluation parameter Fix and a technical evaluation parameter Rlx on the basis of knowledge-based predetermined numerical and / or logical links and knowledge-based predetermined resource-specific weighting factors.
  • the system determines a single overall evaluation parameter Elx from the determined evaluation parameters using knowledge-based predetermined numerical links 6 (cf. FIG. 1) and weighting factors.
  • the determined parameters and / or the input parameters and data on which they are based are displayed and made available in a systematic manner in tabular form 24 and / or graphical form, for example as histogram 25 or as a tree structure, and are optionally stored in a data memory 21 or in a database so that they can be called up ,
  • the system advantageously has an interface 26 which is set up to interact with a conventional e-mail program or e-mail client and to prepare the ascertained parameters and / or input parameters and their associated data in tabular form and as an attachment 10 one , attach automatically generated e-mail file provided with a unique identifier and find it again, for example to store it on a data memory 21 and / or to transmit it to one or more addressees and / or further data processing devices 28.
  • the identifier can contain specific information relating to the equipment evaluated, dates, author and / or time.
  • the system provides an evaluation mask, by means of which the data of the various input variables and / or input parameters are selectively recorded and in be presented in graphical form.
  • an abstracted process diagram 28 is shown.
  • the system For the predetermination of, for example, weighting factors and / or preferences and / or input variables and / or linking rules to be used for determining the characteristic variables, the system provides corresponding input and / or selection masks with optionally selectable selection options.
  • Equipment data and / or equipment status data previously stored in a database can also be used by the system in cooperation with the database to evaluate technical equipment. This applies in particular to default values stored in the database and typical for a certain type of equipment.
  • a life-time assessment method had its beginnings in the need to get to know the diagnosis and assessment of the state of different transformers better.
  • As a database detailed historical knowledge of the transformer designs of almost 75% of the large plants installed in North America is available.
  • repair shops in which numerous failed transformers have been experienced and decades of experience in the forensic analysis of transformer components.
  • Lifetime assessment is an important part of transformer diagnostics. This life assessment approach focused on the suitability or ability of individual transformers in the network to perform as desired. In an evaluation based on fuzzy logic, the transformers were individually analyzed for technical (design data, diagnostic test data, etc.) and non-technical (application, importance, replacement transformers, etc.) aspects. The net result gave a ranking of the different transformers to identify the most critical transformers for follow-up maintenance and repair work or, in extreme cases, the exchange.
  • Lifetime assessments are performed for the following reasons: (1) reliability considerations for older plants;
  • the results of the life cycle assessments of a large number of transformers - for example, those identified in the fleet risk assessment process - are generally used as part of a Reliability Centered Asset Management (RCM) program to prioritize resource allocations. If small groups or only individual transformers are involved, the life cycle assessment is understood as part of the decision-making process for life span / extension, repair or replacement.
  • RCM Reliability Centered Asset Management
  • the fleet risk assessment process is the first step or a preliminary step in the life cycle management process.
  • the process is used to probe the readily available analytical and statistical information about each transformer in the fleet so that precise and intelligent action plans can be made regarding the future of each transformer and the entire fleet.
  • the goal is to prioritize action plans for the transformers in the fleet and to identify those transformers that are candidates for detailed design, condition and life assessments.
  • This analysis includes both the calculation of the failure risk of the individual transformers and an assessment of the relative importance of the individual transformers.
  • the calculation of the failure risk was developed on the basis of a statistical analysis of transformer failure data as a function of a number of transformer performance and design parameters as well as known generic design weaknesses with regard to older design generations. This data was collected using historical records of certain transformers and published data on failure statistics.
  • the relative importance of a transformer takes into account the economic impact of a system failure. The importance can be determined in different ways. A possible approach however, contains parameters such as the replacement costs of the transformer, the loss of sales associated with a failure and the loss of availability in the event of a failure, as well as relative cost losses and time problems.
  • the parameters of such an evaluation are usually determined by a team composed of the user's technicians and the transformer manufacturer. After the risk of failure and the relative importance of each individual transformer in the fleet have been determined, a combined action graphic is created, as illustrated in the example in FIG. This example concerns a large fleet of transformers in a power generation system and includes all the transformers in the individual power plants.
  • the design evaluation and condition assessment process for transformers is an important step in the life assessment and plant management of transformers. It is a very technical process and requires rigorous, state-of-the-art analysis methods and rules that are typical of the design, test, and quality assurance tools currently used by designers in the design and manufacture of core and package transformers.
  • the procedure for life assessment is based on units and designs. This means that the methods and analysis tools focus on the individual transformer, the type, the type of use, the application and the needs of the supplier or operator. However, the approach is also state-based, i.e. H. it contains different diagnostic and historical measurement data of the transformer condition. The state-based data are analyzed in knowledge of the individual construction and type, so that known generic or endemic characteristics can be identified and categorized. The condition assessment is also carried out with a view to the results of the detailed design study.
  • transformer designers did not have the same tools available as they do today. Slide rule calculations and general diagrams or rules were often used instead of today's sophisticated, computer-based design programs. The practices, rules and limits of constructions have also been considerably improved over the years or have been introduced with increasing knowledge and experience. In addition, time-typical transformer problems have often been identified since the time a transformer was designed, and the design practices then changed so that these problems could be corrected. It follows that a design / engineering analysis says a lot about the transformer - why it worked the way it did and what changes might be needed to improve performance or increase load or other applications.
  • Transformers with pumps can have oil flow rates that are already above design limits, so adding additional cooling could lead to flow electrification failure.
  • Another example of the new calculation methods available today that were not available a few years ago are the calculations of winding circuit current and core current for core and housing transformers. 3D calculations today offer new, valuable information about the design and a much higher accuracy of the design evaluation of older designs, especially of housing transformers.
  • the detailed design evaluation of the transformer for the life assessment uses the latest transformer manufacturer's own design programs and construction practices. For each construction, this includes:
  • An evaluation of the electrical and thermal performance of the transformer including: a) ohmic and eddy current losses of the winding, circulating current / losses, total winding loss density distribution and the actual localized hot spot temperature, b) calculation of the core loss density distribution and core hot spot temperature, and c) strength of the core currents, d ) Adequate magnetic or cable shielding to prevent local tank or support structure heating beyond acceptable limits, e) Calculation of dielectric loads and strengths in the windings and in the lug and conductor structure.
  • Figure 5 shows the results of the mechanical design study for a typical group of older transformers, showing the results of the short circuit design study.
  • the purpose of the condition assessment is to evaluate the likely condition of the inner and outer parts of the transformer.
  • the internal evaluation includes the insulation system (paper, pressboard, oil, etc.), the core, mechanical support structures and internal additional devices such as tap changers and auxiliary transformers or reactors.
  • the outdoor system includes the tank, the cooling system, the controls, oil preservation systems, bushings and integrated protection systems.
  • the evaluation combines inputs from the design evaluation with historical load and operating data as well as routine and advanced diagnostic data.
  • FIG. 6 shows a statistical diagram of the hotspot overtemperature at nominal MVA for 80 different network transformers and electrical power transformers (machine transformers, additional units, etc.) that were manufactured between 1960 and 1992.
  • the condition assessment usually also includes an on-site inspection and an evaluation of the historical (routine) diagnostic data and maintenance information as well as the advanced diagnostic measurements.
  • This routine diagnostic data includes DGA (dissolved flammable gas in oil analysis) and oil chemistry analysis, as well as electrical test data including the results of winding and performance power factor tests.
  • DGA dissolved flammable gas in oil analysis
  • oil chemistry analysis oil chemistry analysis
  • electrical test data including the results of winding and performance power factor tests.
  • specialized diagnostic test analysis tools for evaluating DGA and oil quality results were developed.
  • Advanced diagnostic tests also play an important role in condition assessment.
  • the DFR test dielectric frequency response
  • This test was used to identify the exact moisture levels in the cellulose insulation, to support decisions regarding field drying needs, and to provide input for evaluating insulation life.
  • Design analysis often explains the pattern of diagnostic data (DGA, electrical test results, etc.) and helps identify important areas where changes can be made to extend transformer life. This may include modifications to the cooling system (pump or cooler upgrades, etc.) or modifications to accessories (oil preservation system, bushings, controls, etc.).
  • the studies also provide an estimate of the remaining life of the transformers so that the user can plan for future investment needs.
  • Another issue of the life cycle assessment is a ranking by unit, in which the risk of failure is described based on the results of the design and condition assessment. This is a more detailed and precise default risk assessment than in a fleet risk assessment, especially since it is based on the specific knowledge of the transformer design and the actual condition and also uses the statistical and historical parameters in connection with the fleet risk assessment.
  • the resulting rating provides an accurate assessment of the transformer failure risk associated with the expected failure risk of other transformers in the industry " can be compared.
  • Figure 7 shows a typical example of the results of life cycle assessment profiling, which includes a comparison with a population of other critical transformers in the industry.
  • critical transformer population we mean transformers like those in the red or yellow zone of Figure 4. This profiling allows the utility to make life management decisions based on the relative failure risk for the transformers and comparisons with other critical units in the industry. If the risk is higher than the average critical population, it is clear that immediate measures must be taken to prevent inappropriate failures or service losses.
  • BIL factor means: Transformers with a BIL (Basic Insulation Level) below the normal design level have a higher risk of failure due to the shorter insulation distance.
  • BIL Basic Insulation Level
  • RP factor means: The RP or "Reclosing Practice" refers to the practice of the system to close circuit breakers that supply the transformers in the event that the supply line switches off. Since the reclosure into a faulty state can lead to an asymmetrical through fault current , this practice increases the risk of failure, and if multiple auto reclosing is practiced, this increases the risk of failure by exposing the transformer to further continuity errors.
  • SQRT MVA factor means: This factor is the square root of the MVA factor.
  • the MVA factor is the output of an algorithm designed to relate the average failure risk to the size or MVA of the transformer. This algorithm was developed on the basis of historical records of transformer failures, which also took the transformer's MVA into account.
  • TF / Y factor means: The number of significant continuity errors per year that the transformer suffers. We understand a significant continuity error one that produces a current through the transformer that is more than four times the peak nominal current of the transformer. If no data is available or the number of continuity errors per year is less than 2.5, a fault value of 2.5 is used.
  • SQRT aging factor means: It is the square root of the aging factor.
  • aging factor we mean the average failure probability of transformers of the same type as in the technical paper “Replacement and refurbishment strategies. for transformer populations "by Bengtsson, Persson and Svenson.
  • Design factor means: This factor describes the relative risk of mechanical movement or warping in the windings as a result of a short circuit at the transformer terminal, based on the special design. This factor is determined by expert judgment with regard to the specific transformer and can include knowledge of the specific design.
  • Diag. Test display means This factor is based on the results of the Frequency Response Analysis Tests (FRA - Frequency Response Analysis) or of power factor capacitance tests. If either the FRA or the power factor capacitance tests show a significant deviation from baseline (more than 1% change in a recognizable pattern in the case of capacitance), the transformer will have diagnostic evidence of a risk of mechanical winding movement due to through fault currents ,
  • TD factor means: denotes the thermal design factor and is based on knowledge of the design and evidence that the particular design is susceptible to unusual hot spots in the windings and may be at risk of thermal deterioration of the paper insulation in the windings.
  • CO factor means: Since the thermal breakdown of the cellulose insulation in the winding causes CO and CO 2 gas, unusually high amounts of these gases indicate a risk of excessive aging and brittleness in the paper, which could result in a higher risk of failure.
  • a constant oil preservation system helps to limit the amount of moisture and oxygen in the oil and the associated reduction in the risk of thermal decay.
  • a system with a nitrogen blanket is less risky than a sealed one by reducing the risk of oxygen and moisture intrusion into the transformer.
  • Load factor means: The load factor relates the risk of thermal decomposition to the load on the transformer. Transformers with a higher load generally have higher winding temperatures and more aging of the insulation.
  • BIL + kV factor means: This factor relates the construction BIL and the nominal HV kV level to the relative risk of failure. The factor is based on historical data on transformer failures, in which BIL and kV were known.
  • Arrester type factor means: Older transformers with the original SiC arresters with spark gaps can experience higher overvoltages than transformers with newer ZnO arresters; therefore, they have a higher risk of dielectric failures.
  • Dielectric design factor means that transformers with known defects in dielectric design - generally those with sister units that have suffered dielectric field failures - have a higher risk of dielectric failure.
  • Arc evidence factor means: Transformers with abnormally high acetylene values from the DGA results are subject to an arc risk in the transformer, which could lead to failures.
  • PD factor means: Transformers where the DGA indicates a PD (partial discharge) (usually based on hydrogen gas) have a risk of failure.
  • Oil dielectric factor means: Transformers with oil that has test results that are outside of the recommended limits for service-aged oils have a higher risk of dielectric failure.
  • PF factor means: Transformers with the latest power factor dielectric test results outside the recommended range (generally 0.5%) are at risk of dielectric failure.
  • LTC type factor means: Certain types of on-load tap changers (LTC) are subject to a higher risk of failure than others. In general, arc tap changers are at higher risk than circuit breakers.
  • LTC Diag. Factor means: If the DGA results show evidence of abnormal arcing or unusually high temperatures in the contacts (due to the ratio of hot metal gas to hydrogen and acetylene), the tap changer is at risk of failure.
  • Implementation type factor means: Certain implementation types (e.g. the U implementation of the GE type) have historically shown a greater risk of failure than other implementation types.
  • Implementation diagnostic factor means that implementations with a high power factor or those whose power factor has increased significantly have a risk of failure.
  • Ball bearing pumps generally have a higher risk of causing the main transformer to fail due to metal being released into the transformer than ring bearing pumps.
  • LTC aging factor means: on-load tap-changers (LTCs) or bushings with an age of more than 20 years have a significantly higher risk of failure than newer LTCs or bushings.
  • Transformer type factor means: certain types of transformers, including furnace transformers, phase-shifting transformers and industrial transformers, have generally shown higher failure rates than other types of transformers.
  • Location factor means: Transformers located on the east coast, west coast or in the densely populated areas of the south generally have a higher risk of failure due to different factors, such as more short circuits, higher fault currents and higher switching activity (especially switching capacitors).
  • Seismic factor means: Transformers in areas with a higher earthquake risk are subject to a higher risk of failure due to winding movement or damage to bushings or other accessories in the event of an earthquake.
  • Flow electrification factor means Certain types of transformers that were produced in certain periods showed a higher frequency of failure due to flow electrification.
  • Hot-winding DGA factor means: Transformers whose DGA results indicate the likelihood of hot-winding (usually a combination of hot metal gases and carbon oxide gases) can run the risk of operational loss due to the need for internal inspections or repairs.
  • Tank hot spot factor means: Transformers with high tank hot spot temperatures, which are generally determined by infrared thermographs, are at risk of oil deterioration or problems with the shielding of the inner tank wall; they can pose a business loss risk conjure up because the oil needs to be processed or the shields need to be repaired.
  • Loose connection factor means: Transformers that generate combustible gas (hot metal gas, CO and CO 2 ) under light load conditions have a risk of loose crimp or screw connections or poor solder connections. The transformer may have an operational loss risk to correct the fault.
  • each transformer in the fleet is shown as a point on the curve.
  • the scaling factor in the curve is adjusted so that the main transformers are placed near the top of the diagram.
  • the default risk scale is adjusted so that approximately 10% of the transformers are in the red zone (preferred). With this scaling, it is possible that some transformers are out of the diagram; however, this is not unusual.
  • the categorization of the transformers in the fleet using the method of FIG. 9 gives both a priority for work on the transformers and reasons for the high failure risk impact.
  • risk impact we mean a combination of the importance for the system with the default risk.
  • Transformers that fall into the red urgency zone generally need immediate attention to identify ways to reduce the risk of failure.
  • the risk can be reduced either by reducing the risk of failure (for example, with a repair or a more detailed investigation to solve a problem), or by reducing the importance (by adding a replacement to the substation or by moving a transformer to a less important location).
  • Step 1 input data
  • this includes:
  • this includes:
  • the purpose of the condition assessment is to evaluate the likely condition of the inner and outer transformer parts.
  • the internal evaluation includes the insulation system (paper, pressboard, oil, etc.), the core, mechanical support structures and internal auxiliary equipment such as tap changers and auxiliary transformers or reactors.
  • the outdoor system includes the tank, the cooling system, the controls, oil preservation systems, bushings and integrated protection systems.
  • the evaluation combines inputs from the design evaluation with historical load and operating data as well as routine and advanced diagnostic data. Advanced diagnostic tests also play an important role in condition assessment.
  • the DFR test Dielectric Frequency Response - Dielectric Frequency Response
  • Step 4 calculating the useful life
  • Step 5 Assessment and classification of the default risk
  • Another output of the life cycle profiling is a classification according to units, which describes the failure risk on the basis of the results of the design test, the condition assessment and the life consumption calculation. This is a very detailed and precise failure risk assessment because, in addition to statistical and historical parameters, it focuses on the specific knowledge of the transformer design and its current status. The resulting rating provides an accurate assessment of the transformer failure risk, which can be compared to the expected failure risk of other transformers in the industry.

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Abstract

Verfahren und System zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel mittels einer Datenverarbeitungseinrichtung (20), die mit wenigstens einem Datenspeicher (21) zusammenwirkt und eine Eingabe-(22) sowie Anzeigevorrichtung (23) aufweist, wobei schrittweise für das jeweilige technische Betriebsmittel, wenigstens ein erster Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrössen sowie wenigstens ein zweiter Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrössen, erfasst bzw. ermittelt wird. Für jeden Datensatz werden durch wissensbasiert vorbestimmte numerische und/oder logische Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmte betriebsmittelspezifische Wichtungsfaktoren die ermittelten Eingangskenngrössen zu jeweils einer wirtschaftlichen Bewertungskenngrösse FIx und einer technischen Bewertungskenngrösse Rlx zusammengeführt und aus den ermittelten Bewertungskenngrössen durch wissensbasiert vorbestimmte numerische Verknüpfungen und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewertungskenngrösse Elx bestimmt.

Description

Verfahren und System zur systematischen Evaluation von Bewertunqskenngrößen technischer Betriebsmittel
Beschreibung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und ein System zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel, insbesondere starkstromtechnische Betriebsmittel, mittels einer bedarfsgerechten, spezifisch auf das jeweilige Betriebsmittel bzw. auf die jeweilige Betriebsmittelart angepassten Datenerfassung und/oder einer spezifischen Bewertungsstruktur bzw. eines spezifischen Bewertungsschema.
Wie aus dem im ABB Technik 4/2000 Journal veröffentlichten Beitrag „Zustandsabhängige Bewertung- Neuer Ansatz zum Lebensdauermanagement für elektrische Betriebsmittel" bekannt, werden in der praktischen Anwendung vornehmlich zwei Arten von Bewertungsverfahren für technische Betriebsmittel eingesetzt, nämlich: statistische Verfahren und individuell auf das einzelne Betriebsmittel ausgerichtete Verfahren. Die statistischen Verfahren erfordern statistisch verwertbare, zuverlässige Daten in ausreichender Menge. Die betrachteten technischen Betriebsmittel sollten hierbei einen vergleichbaren Aufbau besitzen, ihr Ausfallmechanismus einfach und gut bekannt sein. Komplexere Betriebsmittel, wie beispielsweise Leistungstransformatoren, erfüllen vorgenannte Forderung in aller Regel nicht. Meist handelt es sich hier jedoch bei jeder Einheit um ein Einzelstück.
Statistische Verfahren hingegen bedingen größere «Populationen» mit zumindest technisch funktional und strukturell vergleichbaren Betriebsmitteln. Demgemäss sind solche Verfahren, beispielsweise zur Bewertung eines einzelnen Leistungstransformators nicht oder nur bedingt geeignet. Zur Erreichung gesetzter strategischer und betrieblicher Ziele, ist es erforderlich die anfälligsten Anlagenkomponenten und/oder technischen Betriebsmittel zu erkennen und das jeweils optimale Verfahren für den Austausch, die Instandhaltung und/oder den Betrieb eines jeden Betriebsmittels zu bestimmen bzw. zu wählen. Dafür ist ein individueller Ansatz,^ ie. zum BeispjeJ .eiri Bewertungsverfahren auf der Grundlage von Wichtungsfaktoren oder ein sogenanntes modernes Bewertungsverfahren heranzuziehen. Auf Wichtungsfaktoren basierende Verfahren lassen sich in der ersten Phase einer Betriebsmittelbewertung einsetzen. Sie sind in aller Regel einfach und schnell, jedoch auch subjektiv im Hinblick auf Beurteilung, Eingabedaten und Wichtungsfaktoren. Die Ergebnisse liefern daher nur einen beschränkten physikalischen und/oder funktioneilen Einblick in eine Teilkomponente des betrachteten Betriebsmittels und können zu einer Vermischung von unterschiedlichen Beanspruchungen und Risiken führen. Die modernen Bewertungsmethoden können mehr objektive Informationen zur Unterstützung von Entscheidungen über die betrachtete Einheit liefern, doch setzen sie die Kenntnis der Historie des jeweiligen Betriebsmittels bzw. der jeweiligen Einheit voraus, die oftmals nur sehr eingeschränkt bekannt ist.
Die Struktur eines demgemässen herkömmlichen Bewertungsschemas ist flach, d.h. ausgehend von einer Reihe von Eingängen bzw. Eingangsgrößen wird ohne hierarchischen Aufbau direkt der jeweilige Ausgangswert bestimmt.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde auf möglichst einfache Art und Weise eine systematische Bewertung und Einstufung eines Betriebsmittel mit möglichst geringem Aufwand und unter Vermeidung vorgenannter Nachteile zu ermöglichen.
Vorgenannte Aufgabenstellung wird durch ein Verfahren der eingangs genannten Art mit den Merkmalen des Anspruchs 1 gelöst. Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen Verfahrens sowie ein System zu dessen Ausführung sind in weiteren Ansprüchen und der nachfolgenden Beschreibung angegeben.
Das Verfahren zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel, insbesondere starkstromtechnischer Betriebsmittel, ermöglicht mittels einer bedarfsgerechten, auf das jeweilige Betriebsmittel bzw. auf die jeweilige Betriebsmittelart spezifisch angepassten Datenerfassung und/oder einer spezifischen Bewertungsstruktur bzw. eines spezifischen Bewertungsschemas, eine Bestimmung von Bewertungskenngrößen, insbesondere der technischen Bewertungskenngröße Rlx, den technischen Zustand des jeweiligen Betriebsmittels betreffend, , sowie der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix, die wirtschaftliche Wertigkeit des jeweiligen technischen Betriebsmittels betreffend, und deren fakultative Verknüpfung zu einer Gesamtbewertungskenngröße Elx. Hierbei wird zunächst für das jeweilige technische Betriebsmittel schrittweise, wenigstens ein erster Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen Fm sowie wenigstens ein zweiter Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen Rn erfasst und/oder ermittelt. Für jeden Datensatz werden die ermittelten Eingangskenngrößen vermittels wissensbasiert vorbestimmten numerischen und/oder logischen Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmten betriebsmittelspezifischen Wichtungsfaktoren zu jeweils einer wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und einer technischen Bewertungskenngröße Rlx zusammengeführt bzw. verknüpft. Aus den ermittelten Bewertungskenngrößen wird dann, durch wissensbasiert vorbestimmte numerische Verknüpfungen und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewertungskenngröße Elx bestimmt.
Für jedes Betriebsmittel und/oder jede Betriebsmittelart sind verfahrensvorbereitend spezifische Eingangskenngrößen Rπ selektiv erfaß- bzw. bestimmbar.
Die vorbestimmten Eingangskenngrößen Rn berücksichtigen hierbei das Risiko bzw. die Wahrscheinlichkeit möglicher Störungen bzw. auftretender Fehlermoden sowie daraus resultierendes mögliches Fehlverhalten des jeweiligen Betriebsmittels, welches beispielsweise bei Transformatoren sowie ihren funktionalen Bauteilen, insbesonderestufen- oder Lastschalter wie beispielsweise DETC's (deenergized tap changer) oder OLTC's (on load tap changer) und/oder Generatoren und/oder elektrischen Antrieben ursächlich herbeigeführt sein kann durch fehlerhafte mechanische Wicklungen, fehlerhafte elektrische Isolationssysteme, fehlerhafte Kerne, fehlerhafte Kontakte bzw. Kontaktstellen, fehlerhafte Kühlsysteme, fehlerhafte elektrische und/oder mechanische Durchführungen sowie fehlerhafte Antriebe und/oder Getriebe.
Für jede zugrunde gelegte Eingangskenngröße Rn des jeweiligen Betriebsmittels ist wenigstens ein betriebsmittelrelevanter Definitions- und/oder Wertebereich bestimmbar. Die Definitions- und Wertebereiche sind hierbei so zu bestimmen, daß ein großer bzw. hoher Wert stets einem hohen Risiko bzw. einer hohen Wahrscheinlichkeit für ein mögliches Fehlverhalten und/oder einer Störung entspricht. Die zu erfassenden oder zu ermittelnden technischen Eingangskenngrößen Rn sind hierbei nicht in physikalischen Einheiten, jedoch mit einer, für das jeweilige Betriebsmittel spezifisch vorbestimmten Skalierung oder auf einer beliebigen Skala oder Definitionsbereich, beispielsweise auf einer Skala von 0 bis 100, 1 bis 5 oder 20 bis 80 angebbar.
Ein Computerprogramm zur Ausführung auf einer entsprechend eingerichteten Datenverarbeitungseinrichtung, das die Merkmale des erfindungsgemäßen Verfahrens aufweist, führt zu einer bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Systems. Ein Computerprogramm, insbesondere ein auf einem Datenträger gespeichertes Computerprogramm, das die Merkmale des erfindungsgemäßen Verfahrens aufweist, wird daher ausdrücklich in den Offenbarungsgehalt der vorliegenden Anmeldung einbezogen.
Das System zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel weist wenigstens eine Datenverarbeitungseinrichtung auf, die mit wenigstens einem Datenspeicher zusammenwirkt, wobei die Datenverarbeitungseinrichtung Mittel beinhaltet, um für das jeweilige technische Betriebsmittel wenigstens einen ersten Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen sowie wenigstens einen zweiten Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen zu erfassen und/oder zu ermitteln, für jeden Datensatz mittels wissensbasiert vorbestimmten numerischen und/oder logischen Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmten betriebsmittelspezifischen Wichtungsfaktoren die ermittelten Eingangskenhgrößen zu jeweils einer wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und einer technischen Bewertungskenngröße Rlx zusammenzuführen, und aus den ermittelten Bewertungskenngrößen mittels wissensbasiert vorbestimmten numerischen Verknüpfungen und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewertungskenngröße Elx zur Validierung des jeweiligen technischen Betriebsmittels zu bestimmen.
Das systemgerecht und verfahrensgemäß systematisch strukturierte Vorgehen erfolgt hierbei insbesondere unter Einsatz einer dafür eingerichteten Datenverarbeitungseinrichtung durch Bereitstellung sowie Verwendung wenigstens einer bedarfsgerecht vorkonfigurierten und/oder graphisch strukturierten Arbeitsoberfläche bzw. Arbeitsumgebung, welche eine effiziente und zweckdienliche Klassifizierung der untersuchten, zu bewertenden Betriebsmittel in verschiedene Güteklassen ermöglicht. Vorteilhaft sind hierbei auch hierarchisch aufgebaute Bewertungsschemata verwendbar.
Diese und weitere vorteilhafte Ausführungsformen und Ausgestaltungen der Erfindung sind Gegenstand der Figurenbeschreibungen und der abhängigen Ansprüche.
Die weitere Erläuterung und Darlegung der Erfindung sowie weiterer vorteilhafter Ausgestaltungen erfolgt anhand von einigen Figuren und Ausführungsbeispielen.
Es zeigen:
Fig. 1 einen beispielhafter Verfahrensablauf zur systematischen Evaluation und
Übertragung von Bewertungskenngrößen technischer Betriebsmittel,
Fig. 2 ein beispielhaftes System zur systematischen Evaluation und Übertragung von Bewertungskenngrößen technischer Betriebsmittel,
Fig. 3 ein Fließdiagramm eines erfindungsgemäßen Verfahrens für
Transformatorenrisiko- und Lebensdauerbeurteilung,
Fig. 4 eine grafische Darstellung der Ergebnisse der Transformätorenflotten-
Risikobewertung für eine große Transformatorenpopuiation in einem Elektrizitätswerk,
Fig. 5 Ergebnisse der Kurzschlussfestigkeits-Konstruktionsanalyse in einer
Lebensdauerstudie,
Fig. 6 eine Transformatoren-Heißpunkt-Übertemperatur für 80 unterschiedliche große Netzwerk- und Maschinentränsformatoren,
Fig. 7 ein Beispiel der Lebensdauerbeurteilungs- / Ausfallrisikoanalyse für
Transformatoren an zwei unterschiedlichen Standorten (unterschiedlicher Darstellung), verglichen mit einer großen Population kritischer Transformatoren,
Fig. 8 ein Diagramm, in dem beispielhaft der Prozess der Ausfallrisiko-
Berechnung dargestellt ist.
Fig. 9 ein Diagramm zur Bestimmung des Ausfallrisiko-Einflusses, und
Fig. 10 ein Fließdiagramm für die offenbarte Methode der
Lebensdauerprofilierung von Leistungstransformatoren.
In Fig. 1 ist ein beispielhafter Verfahrenablauf zur systematischen Evaluation und Übertragung von Bewertungskenngrößen technischer Betriebsmittel gezeigt, wobei zur möglichst vollständigen und umfassenden Betriebsmittelzustandsbewertung schrittweise sowohl eine technische Bewertungskenngröße Rlx, den technischen Zustand des jeweiligen Betriebsmittels betreffend, als auch eine wirtschaftliche Bewertungskenngröße Fix, die wirtschaftliche Wertigkeit des jeweiligen technischen Betriebsmittels betreffend ermittelt wird. Resultierend wird durch Verknüpfung der beiden vorgenannten Bewertungskenngrößen eine Gesamtbewertungskenngröße Elx gebildet.
Hierbei wird zunächst für das jeweilige technische Betriebsmittel schrittweise, wenigstens ein erster Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen Fι...Fn sowie wenigstens ein zweiter Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen Rι...Rn erfasst bzw. ermittelt.
Zur Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx werden zunächst in einem ersten Schritt 1 R den vorbestimmten relevanten Eingangskenngrößen Rι...Rn entsprechende Eingangskenndaten, beispielsweise Einschätzungen des Bewerters und/oder Anwenders das Risiko und/oder die Wahrscheinlichkeit eines möglichen Fehlers und/oder Ausfalls, die Güte, die Tauglichkeit, den Status und/oder den Zustand des jeweiligen technischen Betriebsmittels und/oder einer oder mehrerer seiner Komponenten betreffend, erfasst bzw. ermittelt oder zugewiesen. Die Erfassung kann hierbei beispielsweise automatisiert im Zusammenwirken mit . entsprechend konfigurierten Datenbanken und/oder Bewertungswerkzeugen erfolgen.
Die den vorgenannten technischen Eingangskenngrößen Rι...Rn jeweils zugehörigen Eingangskennwerte oder -daten geben für gewöhnlich die bestmögliche subjektive Einschätzung des jeweiligen Bewerters und/oder Anwenders wieder und basieren maßgeblich auf dessen Fachkenntnissen und/oder Erfahrungswerten.
Darüber hinaus können vorgenannte technische Eingangskenngrößen Rι...Rn aber auch, wie in Fig. 1 gezeigt, Ausgabewerte implementiert vorgeschalteter bzw. vorgelagerter Berechnungs- und/oder Bewertungsverfahren bzw. -Werkzeuge sein, die beispielsweise durch eine Voπ/erarbeitung VR verfügbarer technischer Betriebsmitteldaten und/oder -parameter rn...rii, r2ι...r2j ... rnι...rnj, insbesondere Daten von Sensor- und/oder Überwachungssystemen und/oder Diagnosedaten, wie beispielsweise Daten betreffend die Belastung eines Transformators und/oder eines Generators, Ölfüllstände und/oder -temperatur, mechanisch wirkende Kräfte und/oder Gasbildung, gewonnen werden. Diese Werte werden dann als technische Eingangsdaten, gegebenenfalls mittels entsprechend vorkonfigurierten Schnittstellen zur Datenerfassung und/oder -Übertragung, beispielsweise über ein Local Area Network (LAN) und/oder ein World Area Network (WAN), insbesondere das Internet, ein Funknetz, oder als abrufbar auf dem Datenspeicher, vorzugsweise in einer Datenbank, gespeicherter Datensatz, in das Verfahren eingebracht bzw. dem System übergeben.
Auch eine manuelle Erfassung der verschiedenen Eingangsgrößen rιι...r-|j, r2ι...r2j ... rn-ι...rni und/oder Eingangskenngrößen Rι...Rn durch den jeweiligen Anwender ist möglich.
Die Eingangskenngrößen Rι...Rn und demgemäß deren zugehörige Eingangskenndaten werden zur Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx in einem zweiten Schritt 2R mit wissensbasiert vorbestimmten, das heißt mit basierend auf empirischen Daten und/oder Erfahrungswerten und/oder technischen Überlegungen vorbestimmten, individuellen technischen Wichtungsfaktoren wtι...wtn gewichtet bzw. skaliert und resultierend skalierte Zwischengrößen SRι...SRn mit zugehörigen skalierten Zwischendaten gebildet. Durch die individuell unterschiedlichen Wichtungen wti ...wtn der verschiedenen Eingangskenngrößen Rι...Rn werden unter anderem die mit dem jeweiligen Fehlermodus des technischen Betriebsmittels einhergehenden Gefährdungen und/oder technischen Folgen, insbesondere bei Kopplung und/oder Betrieb mehrerer Betriebsmittel in einem Verbund, berücksichtigt.
Bei Bestimmung der verschiedenen technischen Wichtungsfaktoren wtn sind die Definitions- und/oder Wertebereiche der jeweiligen Eingangskenngröße Rι...Rn zu berücksichtigen.
Die skalierten Zwischengrößen SRι...SRn sowie die zugehörigen skalierten Zwischendaten werden in einem dritten Schritt 3R präferenzabhäπgig mittels numerischen und/oder logischen Verknüpfungen 4R sowie weiteren betriebsmittelspezifischen Wichtungsfaktoren wι...wn automatisiert zur technischen Bewertungskenngröße Rlx verknüpft bzw. zusammengeführt. Die Präferenzvergabe und/oder -festlegung kann hierbei beispielsweise seitens des fachkundigen Bewerters bzw. Anwenders oder Geräteinhabers und/oder wissensbasiert, das heißt basierend auf empirischen Daten und/oder Erfahrungswerten sowie technischen Überlegungen, erfolgen. Vorteilhaft kann die Präferenzvergabe verfahrensvorbereitend und/oder während des laufenden Verfahrens erfolgen. Auch Präferenzänderungen sind prinzipiell jederzeit möglich.
Die zur Präferenzvergabe herangezogenen betriebsmittelspezifischen Wichtungsfaktoren Wι...wn der verschiedenen skalierten Zwischengrößen SRι...SRn differieren in aller Regel, können prinzipiell jedoch auch den gleichen Wert aufweisen.
Die technische Bewertungskenngröße Rlx wird anhand der skalierten Zwischengrößen SRι...SRn bestimmt, wobei verschiedene logisch/numerische Verknüpfungsvorschriften 4R, je nach Bedarf, fakultativ auswählbar sind. Die Auswahl kann hierbei bereits verfahrensvorbereitend und/oder während des laufenden Verfahrens erfolgen.
Die Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx aus den skalierten Zwischengrößen SR-ι...SRn kann hierbei beispielsweise durch Bildung einer gewichteten Summe mit Rlx = (∑(w„ * SRn)) * const , eines gewichteten Produktes Rlx = (π(SR n< )) * corat oder einer frei gestaltbaren numerischen und/oder logischen Verknüpfungsvorschrift H der allgemeinen Form Rύc - H(SRl,SR2,..SR„,wiiw2,...w„) mit den Wichtungsfaktoren Wi ...wπ erfolgen.
Auch eine Verarbeitung unscharfer Eingangskenngrößen unter Anwendung von Fuzzy- Logik-Regeln bzw. -Methoden und/oder Probabilistischen Methoden ist vorteilhaft möglich.
Vorteilhaft ist für eine objektive Abschätzung der Eingangskenngrößen Rι...Rn eine Voπ/erarbeitungsvorstufe vorschaltbar, welche zumindest anteilig durch Interpolationsund/oder Schätzverfahren eine Wertebestimmung der Eingangskenngrößen anhand mehrerer Vorstufenwerte ermöglicht. .
Eine Bestimmung vorgenannter Eingangskenngrößen R-ι...Rn kann, wie in Fig. 1 gezeigt, im allgemeinen durch wenigstens eine empirisch bestimmte und/oder technischen Überlegungen folgende numerische und/oder logische Verknüpfungsvorschrift Pn, allgemein ausdrückbar durch R/; = P„(rnl,rn2,rll3...j'm.) mit den
Eingangsgrößen
Figure imgf000011_0001
r2-ι...r2j ... rnι...rnj bzw. deren zugehörigen technischen Betriebsmitteldaten und/oder -parametern, erfolgen.
Vorzugsweise sind in der Vorverarbeitung VR für jede zu ermittelnde Eingangskenngröße Rι...Rn jeweils drei Verarbeitungswerte rn1...rn3 zu verwenden. Diese können sich beispielsweise auf Auslegung und/oder Herstellung rn1 , Alterung rn2 sowie beobachtete und/oder gemessene Daten rn3 des jeweilig zu bewertenden technischen Betriebsmittels beziehen. Die Anzahl und Art der in der Vorstufe berücksichtigten Werte und damit der Laufindex i sind frei wähl- bzw. vorgebbar und nicht begrenzt. Die Anzahl der zu berücksichtigenden Werte zur Bestimmung der verschiedenen Eingangskenngrößen R^-Rn kann je nach Eingangskenngröße bzw. von Eingangskenngröße zu Eingangskenngröße variieren.
Vorteilhaft ist eine Konsistenzprüfung durchführbar, welche beispielsweise eine Überprüfung des zur Bestimmung einer Eingangskenngröße Rι...Rn zur Verfügung stehenden Datenbestandes erlaubt. Reicht der vorhandene Datenbestand zur Wertebestimmung einer oder mehrerer Eingangskenngrößen R-ι...Rn nicht aus, so kann die entsprechende Eingangskenngröße fakultativ anhand des vorliegenden Datenbestandes näherungsweise bestimmt oder aus der Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx ausgeblendet oder manuell angegeben werden.
Auch eine Konsistenzprüfung dahingehend, ob konkrete Werte bzw. Daten für die jeweiligen Wichtungsfaktoren und/oder Eingangskenngrößen prinzipiell angegeben bzw. erfasst sind, und die erfassten Angaben den vorbestimmten Definitions- und/oder Wertebereichen entsprechen, ist verfahrensgemäß durchführbar.
Zur Bestimmung der die wirtschaftliche Wertigkeit des technischen Betriebsmittels beschreibenden wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix, wird in einem weiteren Schritt 1 F wenigstens ein zweiter Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen Fι...Fm ermittelt. Die zur Bestimmung der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix des jeweiligen technischen Betriebsmittels, insbesondere eines starkstromtechnischen Betriebsmittels, erforderlichen Eingangsdaten der wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen Fι...Fm können hierbei basierend auf Erfahrungswerten und/oder technisch/kaufmännischen Überlegungen abgeschätzt und/oder vergleichbar den technischen Eingangskenngrößen Rι...Rn zur Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx, mittels einer weiteren vorgeschalteten Vorstufenverarbeitung VF bestimmt werden.
Die Vorstufenverarbeitung VF kann hierbei hierarchisch in mehreren Ebenen aufgebaut sein, so daß für jede wirtschaftlich relevante Eingangskenngröße Fι...Fm eine Ebene bzw. ein Satz von Eingabewerten für die Vorverarbeitung VF nutzbar ist.
Eine wirtschaftlich relevante bzw. pekuniäre Eingangskenngröße Fι...Fm kann hierbei im allgemeinen aus numerischen Werten fn...fιq f2ι...f2q ... fmi---fmq, betreffend beispielsweise Anschaffungskosten, Wartungskosten, erwirtschafteter Gewinn, Transportkosten, Installationskosten, Kosten pro Zeiteinheit bei einem Betriebsmittelausfall, Lagerkosten und/oder Anschaffungskosten für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe, Kosten verursacht durch auftretende Verluste im Betriebsmittel, Regresskosten, Kosten für nicht gelieferte Energie oder eine beliebige Kombination dieser oder ähnlicher Kostenfaktoren, durch wenigstens eine aufgrund empirischer Daten und/oder kaufmännisch/technischer Überlegungen bestimmte numerische und/oder logische Verknüpfungsvorschrift Gm der allgemeinen Form Fm = Gm(fml,fm2,...fmq) mit den numerischen Werten fn...f1qf21...f2q ... fm1...fmq erfolgen.
Auch eine manuelle Erfassung der verschiedenen Eingangsgrößen und/oder Eingangskenngrößen durch den jeweiligen Anwender ist möglich.
Die Höhe der für die Kenngrößenbestimmung relevanten Kosten hängt hierbei im wesentlichen vom jeweiligen technischen Betriebmittel und/oder seiner Stellung bzw. Wertigkeit, insbesondere im jeweiligen Betriebsmittelverbund ab. Eine erste, näherungsweise Abschätzung der Werte der wirtschaftlichen, insbesondere pekuniären Eingangskenngrößen Fι...Fm kann hierbei auch vom Bewerter und/oder Anwender durchgeführt werden.
Die in einem weiteren Schritt 2F aus den pekuniären Eingangskenngrößen Fι...Fm bzw. deren Eingangskenndaten durch numerische Verknüpfungen 3F ermittelten totalen Kosten TF sind der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix proportional. Zur Bestimmung der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix werden die ermittelten totalen Kosten TF in einem weiteren Schritt 4F auf eine vorbestimmte Skala bzw. einen vorbestimmten Wertebereich, beispielsweise von 0-100, skaliert. Die wirtschaftliche Bewertungskenngröße Fix wird entsprechend angegeben. Gegebenenfalls können die totalen Kosten TF auch von einem vorgeschalteten, separaten Verarbeitungswerkzeug ermittelt werden und/oder vom jeweiligen Anwender manuell erfasst werden.
Unter Einbindung weiterer Wichtungsfaktoren wr und Wf und/oder einer Verknüpfung 6 werden in einem weiteren Schritt 5 die technische Bewertungskenngröße Rlx und die wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix zusammengeführt und resultierend eine Gesamtbewertungskenngröße Elx bestimmt.
Die Bestimmung der Gesamtkenngröße Elx kann fakultativ durch Bestimmung der gewichteten euklidischen Distanz gemäß der Verknüpfungsvorschrift
Elx = ^ wr * Rlx)2 + (wf * Fix)2) erfolgen, wobei wr und wf die jeweiligen Wichtungen der technischen Bewertungskenngröße Rlx und der wirtschaftlichen Kenngröße Fix bezeichnen. Für den Fall, daß beide vorgenannte Wichtungsfaktoren wr und Wf dem Wert Eins entsprechen, das heißt wr = Wf =1 , ergibt sich die euklidische Entfernung im 2-dimensiopalen Raum. Auch eine gewichtete Summe aus der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und der technischen Bewertungskenngröße Rlx unter Einbindung eines zur Skalierung eingesetzten Faktors k, gemäß der Verknüpfungsvorschrift Elx = (wr * RIχ + wf * Fix) * k , kann als fakultative
Verknüpfungsvorschrift zur Bestimmung der Gesamtbewertungskenngröße Elx verwendet werden. Als weitere alternative Verknüpfungsvorschrift ist fakultativ auch eine Bestimmung des gewichteten Produktes aus der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und der technischen Bewertungskenngröße Rlx, gemäß der Verknüpfungsvorschrift Elx = (RIxw * Flx"f)* l , möglich, wobei die Wichtungen bzw. Wichtungsfaktoren wr und Wf jeweils als Exponent der entsprechenden Kenngröße verwendet werden. Auch hier bezeichnet I wieder einen Faktor zur Skalierung der Gesamtbewertungskenngröße Elx.
Prinzipiell kann zur Bestimmung der Gesamtbewertungskenngröße Elx eine beliebig vorgebbare, numerische und/oder logische Verknüpfungsvorschrift Q der allgemeinen Form Elx = Q(Rlx,Flx) eingesetzt werden.
Automatisiert erfolgt eine Anzeige 7 der ermittelten Kenngrößen und/oder der ihnen zugrunde gelegten Eingangsgrößen und -daten in tabellarischer und/oder graphischer Form, beispielsweise als Histogramm oder als Baumstruktur (vgl. Fig 2) sowie gegebenenfalls deren Speicherung 8 auf einem Datenspeicher bzw. in einer Datenbank.
Vorteilhaft werden die ermittelten Kenngrößen und/oder Eingangsgrößen sowie deren zugehörige Daten in einem weiteren Schritt 9 tabellarisch aufbereitet und über eine speziell dafür eingerichteten Schnittstelle, die mit dem jeweilig eingesetzten e-Mail- Programm oder dem jeweiligen e-Mail-Client zusammenwirkt, als Anhang 10 einer verfahrensgemäß mit eindeutiger Kennung versehenen automatisiert erstellten e-Mail- Datei angehängt und wiederauffindbar auf einem Datenspeicher abgelegt. Die derart vorbereitete e-Mail sowie der enthaltene Daten-Anhang 10, sind demgemäß auf einfache Art und Weise vermittels Netz- und/oder e-Mailserververbindung per e-Mail an einen und/oder beliebig viele Adressaten weltweit übertragbar. In Fig. 2 ist ein beispielhaftes System zur systematischen Evaluation von Bewertungskenngrößen technischer Betriebsmittel mittels einer Datenverarbeitungseinrichtung 20, die mit wenigstens einem Datenspeicher 21 zusammenwirkt und eine Eingabe- 22 sowie Anzeigevorrichtung 23 aufweist, gezeigt.
Das System, insbesondere die Datenverarbeitungseinrichtung 20, weist Mittel 20a auf, um für das jeweilig zu bewertende technische Betriebsmittel wenigstens einen ersten Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen Fι...Fm sowie wenigstens einen zweiten Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen Rι...Rn zu erfassen und/oder zu ermitteln. Für jeden Datensatz ermittelt das System anhand wissensbasiert vorbestimmter numerischer und/oder logischer Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmter betriebsmittelspezifischer Wichtungsfaktoren automatisiert sowohl eine wirtschaftliche Bewertungskenngröße Fix als auch eine technische Bewertungskenngröße Rlx. Aus den ermittelten Bewertungskenngrößen wird vom System durch wissensbasiert vorbestimmte numerische Verknüpfungen 6 (vgl. Fig. 1) und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewertungskenngröße Elx bestimmt. Die ermittelten Kenngrößen und/oder die ihnen zugrunde gelegten Eingangsgrößen und -daten werden systemgemäß in tabellarischer Form 24 und/oder graphischer Form, beispielsweise als Histogramm 25 oder als Baumstruktur angezeigt und abrufbar bereitgestellt sowie gegebenenfalls auf einem Datenspeicher 21 bzw. in einer Datenbank aufrufbar gespeichert.
Vorteilhaft weist das System eine Schnittstelle 26 auf, die dafür eingerichtet ist, mit einem herkömmlichen e-Mail-Programm oder e-Mail-Client zusammen zu wirken und die ermittelten Kenngrößen und/oder Eingangsgrößen sowie deren zugehörige Daten tabellarisch aufzubereiten und als Anhang 10 einer, mit eindeutiger Kennung versehenen automatisiert erstellten e-Mail-Datei anzuhängen und wiederauffindbar, beispielsweise auf einem Datenspeicher 21 abzulegen und/oder an einen oder mehrere Adressaten und/oder weitere Datenverarbeitungseinrichtungen 28 zu übermitteln. Die Kennung kann hierbei spezifische Angaben das jeweilig bewertete Betriebsmittel, Datumsangaben, Angaben den Autor und/oder die Uhrzeit betreffend enthalten.
Das System stellt eine Bewertungsmaske bereit, mittels welcher die Daten der verschiedenen Eingangsgrößen und/oder Eingangskenngrößen selektiv erfasst und in graphischer Form dargestellt werden. Zum besseren Verständnis ist ein zügrunde gelegtes abstrahiertes Verfahrensschema 28 gezeigt.
Zur Vorbestimmung von beispielsweise Wichtungsfaktoren und/oder Präferenzen und/oder zur Kenngrößenbestimmung heranzuziehender Eingangsgrößen und/oder Verknüpfungsvorschriften werden vom System entsprechende Eingabe- 27 und/oder Auswahlmasken mit optional selektierbaren Auswahlmöglichkeiten bereitgestellt.
Auch vorab in einer Datenbank gespeicherte Betriebsmitteldaten und/oder Betriebsmittelzustandsdaten können zur Bewertung eines technischen Betriebsmittels vom System im Zusammenwirken mit der Datenbank herangezogen werden. Dies gilt insbesondere für in der Datenbank gespeicherte und für eine bestimmte Betriebsmittelart typische default-Werte.
Um ein Beispiel für das erfindungsgemäße Verfahren bzw. des erfindungsgemäße System zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel zu geben, soll nachfolgend ein Beispiel für die Entwicklung eines solchen Verfahrens für Transformatoren gegeben werden.
Der Risiko/Lebensdauerbeurteilung von Transformatoren ist in den letzten Jahren viel Aufmerksamkeit zuteil geworden, was an der alternden Transformatorenflotte in der Industrie und dem Versagen wichtiger Systeme infolge von Transformatorausfällen liegt. Ein Jahrzehnt der Anwendung und Entwicklung der Lebensdauerbeurteilungs- und Risikomanagement-Technologie für große Leistungstransformatoren hat eine Einheitenbasierte Methode mit folgenden Komponenten ergeben:
• Screening des Ausfallrisikos großer Transformatorpopulationen zur Identifizierung kritischer Anlagen.
• Detaillierte Konstruktionsbewertung der kritischen Transformatoren unter Verwendung aktueller Konstruktionspraktiken und Tools. Dazu gehören die aktuellen Heißpunkttemperaturen und der echte Lebensdauerverlust, die Kurzschlussfestigkeit und das Risiko zukünftiger Ausfälle in Verbindung mit bekannten Konstruktionsproblemen (Strömungselektrifizierung, Wicklungs- knicken, Teilentladung, Kreisströme, Kernerhitzung usw.).
• Zustandsbewertung unter Verwendung von Ergebnissen aus Routine- und fortgeschrittener Diagnostik und Korrelation mit der Konstruktionsbewertung. • Lebensdauerbeurteilung (Profilierung) unter Einbeziehung aller kritischen Aspekte mit Auswirkungen auf die Transformatorleistung.
• Empfehlung der attraktivsten Option zur Lebensdauerverlängerung.
Nachfolgend werden die Evaluation und Anwendung dieses Prozesses auf eine Anzahl unterschiedlicher Segmente der Transformatorenpopulation von Energieversorgern beschrieben. Ein guter Ansatz basiert darauf, dass er auf die spezielle Transformatorpopulation und die in der Anwendung benutzten Transformatoren zugeschnitten ist. Die dargestellten Beispiele belegen die große Wichtigkeit der Konstruktionsanalyse und der Erfahrung des Herstellers mit der speziellen Konstruktion für eine zutreffende Lebensdauerbeurteilung. Die Anwendung dieser wichtigen Technologie zeigt auf, wie zukunftsorientierte Versorgungsunternehmen sich auf eine unsichere Zukunft vorbereiten.
Ein erfindungsgemäßes Lebensdauerbeurteilungsverfahren hatte seine Anfänge in dem Bedürfnis die Diagnose und Beurteilung des Zustands unterschiedlicher Transformatoren besser kennen zu lernen. Als Datenbasis wird über detaillierte historische Kenntnisse der Transformatorkonstruktionen von nahezu 75% der installierten Großanlagen in Nordamerika verfügt. Zudem liegt die Erkenntnis von Reparaturwerkstätten vor, in denen zahlreiche ausgefallene Transformatoren erlebt wurden und jahrzehntelange Erfahrungen in der forensischen Analyse von Transformatorkomponenten.
Die Lebensdauerbeurteilung ist ein wichtiger Teilbereich der Transformatorendiagnostik. Dieser Lebensdauerbeurteilungsansatz fokussierte auf der Tauglichkeit oder der Fähigkeit einzelner Transformatoren im Netzwerk, die gewünschte Leistung zu erbringen. Die Transformatoren wurden in einer Evaluierung auf Fuzzy-Logik-Basis einzeln auf technische (Konstruktionsdaten, Diagnosetestdaten, usw.) und nichttechnische (Anwendung, Wichtigkeit, Ersatztransformatoren usw.) Aspekte hin analysiert. Das Nettoergebnis ergab eine Rangliste der unterschiedlichen Transformatoren zur Identifizierung der kritischsten Transformatoren für Follow-up- Instandhaltungs- und Instandsetzungsarbeiten oder im Extremfall den Austausch.
Lebensdauerbeurteilungen werden aus folgenden Gründen durchgeführt: (1) Zuverlässigkeitserwägungen bezüglich älterer Anlagen;
(2) Planung von Ersatz und Instandsetzung;
(3) Lebensdauerverlängerung / Steigerung der Leistungskapazität;
(4) verbesserte Instandhaltung und
(5) bessere Anlagennutzung.
Die Ergebnisse der Lebensdauerbeurteilungen einer großen Zahl von Transformatoren - beispielsweise jener, die im Flottenrisikobewertungsprozess identifiziert worden sind - werden im allgemeinen im Rahmen eines RCM-Programms (Reliability Centered Asset Management - zuverlassigkeitsorientiert.es Anlagenmanagement) benutzt, um Ressourcenzuteilungen priorisieren zu können. Wenn kleine Gruppen oder nur einzelne Transformatoren beteiligt sind, wird die Lebensdauerbeurteilung als Teil des Entscheidungsprozesses zur Lebensdauen/erlängerung, Instandsetzung oder Ersetzung verstanden.
Die Mehrzahl der tatsächlich durchgeführten Lebensdauerbeurteilungen erfolgt bezüglich Maschinentransformatoren, was auf den Wert und die Ausfallkosten dieser wichtigen Anlagen zurückzuführen ist. Wie bei jeder in Entwicklung befindlichen Technologie, hat die Detailliertheit und Komplexität der Analyse im Laufe der Zeit und mit der gewonnenen Erfahrung zugenommen. Auch die Bedürfnisse der Erzeugerunternehmen haben sich mit der Entwicklung der neuen Generation von Energiegesellschaften geändert. Anstelle der traditionellen Elektrizitätsgesellschaften mit einer Mischung aus Energieerzeugungs-, Übertragungs- und Verteileranlagen stehen wir heute großen Energienuternehmen gegenüber, die eine Mischung von Stromerzeugungsanlagen in unterschiedlichen Teilen des Landes besitzen. Die Stromerzeugungsanlagen sind nicht mehr mit den traditionellen Versorgern und den Serviceorganisationen der ursprünglichen Eigentümer verbunden. Die neuen Energieunternehmen besitzen eine Mischung diverser Transformatoren, die über das Land verstreut sind. In der Mehrzahl der Fälle verfügt das Personal mit Anlagenmanagementverantwortung nicht über die nötigen historischen Kenntnisse von den Transformatoren oder deren Zustand. Angesichts einer alternden Population von Transformatoren (Durchschnittsalter -33 Jahre) mit unbekannter Lebenserwartung haben sich die Unternehmen auf die Suche nach einer soliden technischen Grundlage für Anlagenplanungsentscheidungen gemacht.
Die Antwort war ein dreistufiger Prozess, bestehend aus:
(1) Risikobewertung der Transformatorenflotte,
(2) Rigorose, Einheiten-basierte Konstruktionsevaluierung einschließlich Zustands- beurteilung, und
(3) Detaillierte Lebensdauerbeurteilung einschließlich Konstruktions- / Engineering- Analyse der Mittel zur Lebensdauerverlängerung jedes spezifischen Transformators (siehe Figur 3).
Überprüfung der Transformatorenflotte
Das Flottenrisikobewertungsverfahren ist der erste Schritt bzw. ein Vorläuferschritt im Lebensdauermanagementprozess. Das Verfahren dient dazu, die leicht verfügbaren analytischen Daten und statistischen Informationen über jeden Transformator der Flotte zu sondieren, damit präzise und intelligente Maßnahmenpläne bezüglich der Zukunft der einzelnen Transformatoren und der gesamten Flotte erstellt werden können. Das Ziel ist die Priorisierung von Maßnahmenplänen für die Transformatoren in der Flotte und die Identifizierung jener Transformatoren, die Kandidaten für detaillierte Konstruktions-, Zustands- und Lebensdauerbeurteilungen sind.
Diese Analyse beinhaltet sowohl die Berechnung des Ausfallrisikos der individuellen Transformatoren wie auch eine Bewertung der relativen Wichtigkeit der einzelnen Transformatoren. Die Kalkulation des Ausfallrisikos wurde auf Basis einer statistischen Analyse von Transformatorausfalldaten als Funktion einer Anzahl von Transformatorleistungs- und Konstruktionsparametern sowie bekannter generischer Konstruktipnsschwachpunkte mit Bezug auf ältere Konstruktionsgenerationen entwickelt. Diese Daten wurden unter Heranziehung historischer Aufzeichnungen über bestimmte Transformatoren sowie veröffentlichter Daten über Ausfallstatistiken gesammelt. Die relative Wichtigkeit eines Transformators berücksichtigt die ökonomischen Auswirkungen eines Betriebsausfalls der betreffenden Anlage. Die Wichtigkeit kann auf unterschiedliche Arten ermittelt werden. Ein möglicher Ansatz enthält jedoch Parameter wie die Ersatzkosten des Transformators, die mit einem Versagen verbundenen Umsatzausfälle und die im Falle eines Ausfalls anfallenden Verfügbarkeitsverluste sowie relativen Kostenausfälle und zeitlichen Probleme. Die Parameter einer solchen Evaluierung werden in der Regel von einem Team festgelegt, das aus Technikern des Benutzers und vom Transformatorhersteller zusammengesetzt ist. Nachdem das Ausfallrisiko und die relative Wichtigkeit jedes einzelnen Transformators in der Flotte bestimmt worden sind, wird eine kombinierte Maßnahmengrafik erstellt, wie im Beispiel der Figur 4 illustriert. Dieses Beispiel betrifft eine große Transformatorenflotte in einem Energieerzeugungssystem und umfasst alle Transformatoren in den einzelnen Elektrizitätswerken.
Konstruktions- und Zustandsbewertung von Transformatoren
Das Konstruktionsevaluierungs- und Zustandsbewertungsverfahren für Transformatoren ist ein bedeutender Schritt für die Lebensdauerbeurteilung und das Anlagenmanagement von Transformatoren. Es handelt sich um einen sehr technischen Vorgang und erfordert rigorose, modernste Analysemethoden und Regeln, die für die derzeit von den Konstrukteuren in der Konstruktion und Herstellung von Kern- und Gehäusetransformatoren benutzten Konstruktions-, Test- und Qualitätssicherungs- Tools typisch sind.
Der Verfahrensansatz für die Lebensdauerbeurteilung basiert auf Einheiten und Konstruktionen. Das bedeutet, dass die Methoden und Analyse-Tools auf den einzelnen Transformator, den Typ, die Nutzungsart, die Anwendung und die Bedürfnisse des Versorgers bzw. Betreibers fokussieren. Der Ansatz ist aber auch zustandsbasiert, d. h. er enthält unterschiedliche diagnostische und historische Messdaten des Transformatorzustandes. Die zustandsbasierten Daten werden in Kenntnis der individuellen Konstruktion und des Typs analysiert, so dass bekannte generische oder endemische Charakteristika identifiziert und kategorisiert werden können. Die Zustandsbewertung erfolgt auch mit Blick auf die Ergebnisse der detaillierten Konstruktionsstudie.
Detaillierte Konstruktionsbewertung Die Konstruktions- oder Engineering-Analyse älterer Transformatoren ist ein sehr wichtiger Teil der Lebensdauerbeurteilung. Nach der Durchführung von Lebensdauerbeurteilungen oder Konstruktionsstudien zu Hunderten unterschiedlichen Transformatoren mit zahlreichen verschiedenen Konstruktionsformen ist klar, dass die angegebenen Nennwerte eines Transformators nicht unbedingt dessen tatsächlichen Kapazitäten oder Leistungsgrenzen in der Praxis entsprechen.
Transformator-Konstrukteuren standen in der Vergangenheit nicht die selben Instrumente zur Verfügung wie heute. Oft kamen Rechenschieberkalkulationen und allgemeine Diagramme oder Regeln zur Anwendung, anstatt der heute üblichen, ausgeklügelten Konstruktionsprogramme auf Computerbasis. Auch die Praktiken, Regeln und Limits von Konstruktionen wurden im Laufe der Zeit erheblich verbessert bzw. mit zunehmenden Kenntnissen und Erfahrungen neu eingeführt. Zudem wurden seit dem Zeitpunkt der Konstruktion eines Transformators oftmals zeittypische Transformatorprobleme erkannt und daraufhin die Konstruktionspraktiken so geändert, dass diese Probleme korrigiert werden konnten. Daraus folgt, dass eine Konstruktions- / Engineering-Analyse viel über den Transformator aussagt - warum er so funktioniert hat, wie er funktioniert hat und welche Änderungen zur Leistungsverbesserung oder eine Laststeigerung oder für andere Anwendungen nötig sein könnten. Obwohl beispielsweise die aktuellen Standardanforderungen die Heißpunkt-Übertemperaturen auf 80°C limitieren, haben die Konstruktionsanalysen älterer Transformatoren gezeigt, dass die tatsächlichen berechneten Heißpunkt-Übertemperaturen auf 15 bis 40 Jahre alten Transformatoren irgendwo zwischen 60°C und über 170°C liegen (Figur 6). Nur in wenigen Fällen zeigen die Heißpunktmesser die korrekte Heißpunkttemperatur an. Wir könnten behaupten, dass sie in der Regel ein wenig über der durchschnittlichen Wicklungstemperatur liegen. Angesichts dieser Unsicherheit ist es nahezu unmöglich, den echten Verlust an Lebensdauer oder die Last- bzw. Überlastkapazität eines älteren Transformators ohne Konstruktionsstudie zu bestimmen. Zwar erscheint es sinnvoll, in solchen Fällen mit zusätzlicher Kühlung zu reagieren, doch kann auch das Risiken mit sich bringen oder sich im Verhältnis zum erzielten Vorteil als ökonomisch nicht sinnvoll erweisen. Transformatoren mit Pumpen können Öldurchflussraten aufweisen, die bereits über den Konstruktionslimits liegen, weshalb das Hinzufügen einer weiteren Kühlung zu einem Versagen infolge Strömungselektrifizierung führen könnte. Dasselbe gilt auch für die mechanische Konstruktion älterer Transformatoren. Während einige ältere Ausführungen sehr robust und in der Lage sind, die gravierendsten Fehlerbedingungen im Energiesystem zu überstehen, unterliegen andere wiederum beträchtlichen Einschränkungen in der Bewältigung schwerwiegender Umstände, da bei der Konstruktion dieser Transformatoren weniger genaue Berechnungen und Begrenzungen der Kurzschlussfestigkeit benutzt wurden. Eine Analyse dieser älteren Konstruktionen ist von großem Wert für die Bestimmung des Risikos des zukünftigen Betriebs und des Ersatzteilbedarfs. Ein weiteres Beispiel für die heute verfügbaren neuen Berechnungsmethoden, die noch vor einigen Jahren nicht zur Verfügung standen, sind die Berechnungen von Wicklungskreisstrom und Kernstrom bei Kern- und Gehäusetransformatoren. 3D-Kalkulationen bieten heute neue, wertvolle Informationen über die Konstruktion und eine wesentlich höhere Genauigkeit der Konstruktionsevaluierung älterer Bauarten, insbesondere von Gehäusetransformatoren.
Die detaillierte Konstruktionsevaluierung des Transformators für die Lebensdauerbeurteilung bedient sich der neuesten transformatorenherstellereigenen Konstruktionsprogramme und Konstruktionspraktiken. Dies beinhaltet für jede Konstruktion:
1. Eine Evaluierung der elektrischen und thermischen Leistung des Transformators, inklusive: a) Ohmsche und Wirbelstromverluste der Wicklung, Kreisstrom / Verluste, gesamte Wicklungsverlustdichteverteilung und die tatsächliche lokalisierte Heißpunkttemperatur, b) Berechnung der Kernverlustdichteverteilung und Kernheißpunkttemperatur, und c) Stärke der Kernströme, d) Ausreichende magnetische oder Leitungsabschirmung zur Verhinderung lokaler Tank- oder Tragstrukturerhitzungen über akzeptable Grenzwerte hinaus, e) Berechnung dielektrischer Belastungen und Festigkeiten in den Wicklungen und in der Knaggen- und Leiterstruktur.
2. Eine Evaluierung der mechanischen Konstruktion zur Feststellung, ob der Transformator für Kurzschlussausfälle infolge Systemfehlern anfällig ist. Bei der Durchführung der mechanischen Konstruktionsprüfung werden die internen Belastungen in der Wicklung sowie in der Isolierung und Metallträgerstruktur bestimmt, wofür berechnete maximale asymmetrische Kurzschlusskräfte in den. Wicklungen infolge aller Fehlerarten auf der Hochvolt- (HV) oder Niedervoltseite (LV) benutzt werden. Diese Belastungswerte werden dann mit der berechneten Stärke der Wicklungen (bis hinunter auf die Einzelleiterebene) und der Tragstruktur verglichen.
3. Eine Konstruktionsevaluierung auf andere bekannte Ursachen von Ausfällen oder Feldproblemen, wie sie für andere Transformatoren desselben Typs typisch sind.
Figur 5 zeigt die Ergebnisse der mechanischen Konstruktionsstudie für eine typische Gruppe älterer Transformatoren mit Darstellung der Ergebnisse der Kurzschluss- Konstruktionsstudie.
Diese Art von Informationen ist extrem nützlich für die Erklärung der Feldhistorie der Transformatoren und für das Anlagenmanagement (Ersatzteileinsatz, Identifizierung kritischer Einheiten usw.).
Zustandsbewertung
Der Zweck der Zustandsbewertung ist die Evaluierung des wahrscheinlichen Zustande der inneren und äußeren Teile des Transformators. Die Innenbewertung umfasst das Isoliersystem (Papier, Pressspan, Öl, usw.), den Kern, mechanische Tragstrukturen und interne Zusatzvorrichtungen wie Stufenschalter und Hilfstransformatoren oder - reaktoren. Zur Außenanlage gehören der Tank, das Kühlsystem, die Steuerungen, Ölkonservierungssysteme, Durchführungen und integrierte Schutzsysteme. Die Bewertung kombiniert Eingaben von der Konstruktionsbewertung mit historischen Last- und Betriebsdaten sowie Routine- und fortgeschrittenen Diagnostikdaten.
Ein wichtiger Teil der Zustandsbewertung ist die Evaluierung der Wicklungsisolierung und der geschätzten Restlebensdauer der Papierisolierung. Die Studie benutzt historische Transformatorenlastdaten mit einer thermischen Simulierung der Transformatorenwicklungen und des Kühlsystems. Mit diesen Eingaben kann die kumulierte Auswirkung der Transformatorheißpunkttemperaturen auf die Papierisolierung evaluiert werden. Der Schlüssel des erfindungsgemäßen Ansatzes ist die Konstruktionsanalyse zur Bestimmung der Heißpunkt-Übertemperatur für den Transformator. Figur 6 zeigt ein statistisches Diagramm der Heißpunkt-Übertemperatur bei Nenn-MVA für 80 unterschiedliche Netzwerktransformatoren und E-Werk- Transformatoren (Maschinentransformatoren, Zusatzeinheiten usw.), die zwischen 1960 und 1992 hergestellt wurden. Auch wenn diese Transformatoren unter Beachtung der 80-Grad-Limits konstruiert wurden, zeigt die Konstruktionsanalyse mit unseren modernen Konstruktions-Tools, dass siebzig Prozent der Transformatoren eine tatsächliche Heißpunkt-Übertemperatur aufwiesen, die über dem aktuellen ANSI- Grenzwert von 80°C liegt. Zusätzlich ist in allen 70% der Fälle über dem 80-Grad-Limit und in einigen der 30 Fälle unter dem Limit die tatsächliche Heißpunkt-Übertemperatur höher als der auf der Heißpunkt-Übertemperatur-Anzeigevorrichtung der Transformatorwicklung angegebene Wert.
Ohne diese Konstruktionsanalyse wäre es unmöglich, die Last auf den Transformator zu evaluieren oder den Lebensdauerverlust der Isolierung einzuschätzen. Dies liegt an der Tatsache, dass eine 7°C-Übertemperatur in der angenommenen Heißpunkttemperatur eine Verdoppelung der prognostizierten Isolierungsalterung bedeutet.
Eine weitere interessante Beobachtung für die Transformatoren-Population in Figur 6 ist die Tatsache, dass trotz einer bei vielen Transformatoren gegebenen Heißpunkt- Übertemperatur weit über dem ANSI-Grenzwert nur wenige der 80 Transformatoren einen Verlust an Isolationslebensdauer von mehr als 100% aufwiesen. Dies war auf die Tatsache zurückzuführen, dass die meisten dieser Transformatoren niemals bis auf den angegebenen Maximalnennwert belastet wurden.
Die Zustandsbewertung umfasst in der Regel auch eine Vor-Ort-Inspektion und eine Evaluierung der historischen (Routine-) Diagnostikdaten und Wartungsinformationen sowie der fortgeschrittenen Diagnostikmessungen. Diese Routine-Diagnostikdaten umfassen eine DGA (Analyse von gelöstem brennbarem Gas in Öl) und eine Ölchemie- Analyse sowie elektrische Testdaten einschließlich der Ergebnisse von Wicklungs- und Durchführungs-Leistungsfaktortests. Hierzu wurden spezialisierte Diagnosetest- Analysetools zur Evaluierung von DGA und Ölqualitätsergebnissen entwickelt. Fortgeschrittene Diagnosetests spielen auch eine wichtige Rolle in der Zustandsbewertung. Der DFR-Test (Dielektrischer Frequenzgang) wurde zu einem wichtigen Tool zur Zustandsdiagnose des Isolierungssystems entwickelt. Dieser Test wurde dazu verwendet, die exakten Feuchtigkeitsgehalte in der Zelluloseisolierung zu identifizieren, um Entscheidungen bezüglich Feldaustrocknungsbedürfnissen zu unterstützen und Eingaben für die Evaluierung der Isolierungslebensdauer bereitzustellen. Zudem wurden neue Fortschritte in der DFR-Methodik dazu benutzt, spezifische Probleme im Transformator zu identifizieren, darunter Metallpartikelkontaminierungen, Kontaminierungen mit korrosivem Schwefel, Kohle- Cracking und hochohmige Kern-Erdungsanschlüsse. Andere fortgeschrittene Diagnostiktests, einschließlich der Furananalyse des Öls, FRA (Frequenzganganalyse) und Teilentladungsanalyse werden ebenfalls je nach Bedarf für spezifische Fälle eingesetzt.
Lebensdauerbeurteilung / Profilierung
Die Konstruktionsanalyse erklärt oftmals die Muster diagnostischer Daten (DGA, elektrische Testergebnisse, usw.) und hilft bei der Identifizierung wichtiger Bereiche, in denen Änderungen zur Verlängerung des Transformatorenlebens vorgenommen werden können. Dazu können Modifizierungen des Kühlsystems (Pumpen- oder Kühleraufrüstungen usw.) oder Modifizierungen von Zubehör (Ölkonservierungssystem, Durchführungen, Steuerungen usw.) gehören. Die Studien liefern zudem eine Schätzung der Restlebensdauer der Transformatoren, so dass der Benutzer für zukünftige Investitionsbedürfnisse planen kann.
Eine weitere Ausgabe der Lebensdauerbeurteilung ist eine Rangeinstufung nach Einheiten, in der das Ausfallrisiko auf der Grundlage von Ergebnissen der Konstruktions- und Zustandsbewertung beschrieben wird. Dies ist eine detailliertere und präzisere Ausfallrisikobeurteilung als in einer Flottenrisikobewertung, zumal sie auf den spezifischen Kenntnissen der Transformatorkonstruktion und des tatsächlichen Zustande fußt und zusätzlich die statistischen und historischen Parameter in Zusammenhang mit der Flottenrisikobewertung heranzieht. Die resultierende Einstufung liefert eine genaue Bewertung des Ausfallrisikos des Transformators, das mit dem erwarteten Ausfallrisiko anderer Transformatoren in der Industrie "verglichen werden kann.
In Figur 7 ist ein typisches Beispiel der Ergebnisse einer Lebensdauerbeurteilungs- profilierung dargestellt, das einen Vergleich mit einer Population anderer kritischer Transformatoren in der Industrie einschließt. Unter kritischer Transformatorenpopulation verstehen wir Transformatoren wie jene in der roten oder gelben Zone der Figur 4. Anhand dieser Profilierung kann der Versorger Lebensdauermanagement- Entscheidungen treffen, die auf dem relativen Ausfallrisiko für die Transformatoren und den Vergleichen mit anderen kritischen Einheiten in der Industrie beruhen. Wenn das Risiko höher ist als der Durchschnitt der kritischen Population, dann ist klar, dass Sofortmaßnahmen zur Verhinderung unangemessener Ausfälle oder Service-Verluste ergriffen werden müssen.
Um spezifische Probleme zu bewältigen, die in der Lebensdauerbeurteilungsstudie erkannt wurden, oder wenn signifikante Änderungen in der Belastung oder Anwendung des Transformators erwogen werden, sind Engineering-basierte Lösungen nötig. Nach der Ausführung einer Lebensdauerbeurteilung oder von Konstruktionsstudien über Hunderte unterschiedlicher Transformatoren mit einer Vielzahl verschiedener Konstruktionen ist klar, dass die Nennwerte alleine nicht unbedingt den tatsächlichen Kapazitäten oder Beschränkungen der Transformatoren im Betrieb entsprechen. Aus diesem Grund wird eine konstruktions-abgestimmte Lösung benötigt, um Empfehlungen für Lebensdauerverlängerungen oder andere Änderungen an den Service-Situationen adäquat geben zu können. Zusätzlich können auch die Auswirkungen von Alterungsprozessen auf die Transformatoren (gemäß den Erkenntnissen der Zustandsbewertung) die zukünftige Verwendung des Transformators oder potenzielle Aufrüstungen beschränken.
Vorstehend wurden die Vorteile des mehrphasigen Transformatoren- Risiko/Lebensdauerbeurteilungs-Prozesses beschrieben und wie dieser sich aus einem Einstufungsverfahren zu einem Konstruktions- und Einheiten-basierten Verfahren entwickelt hat, in dem die spezifischen Kenntnisse der Transformatorenkonstruktion in Kombination mit fortgeschrittenen Diagnostikverfahren und erfahrungsbasierten Zustandsbewertungen im Vordergrund stehen. Der Zugang zu den Tausenden von Transformator-Konstruktionsdaten und die Implementierung der neuesten computerbasierten Konstruktionsprogramme sind unter anderem entscheidend für diesen verbesserten Prozess. In der Anwendung dieser Technologie auf Hunderte älterer Transformatoren in den nordamerikanischen und weltweiten Energiesystemen hat sich der Wert für die Anwender dieser Methode erwiesen und diesen zahlreiche und vor allem auch wirtschaftlich wichtige Grundlagen für Anlagenmanagement- entscheidungen geliefert. Ohne den Vorteil dieser Zustandsbewertung auf Basis von Konstruktionskenntnissen kann es zu Fehleinschätzungen von Transformatoren- Restlebenszeiten oder Ausfallrisiken kommen. Mit zunehmendem Durchschnittsalter der Transformatoren wird dieser Ansatz nur noch wichtiger und kritischer werden.
Zur Figur 8 im Einzelnen:
BIL Faktor bedeutet: Transformatoren mit einem BIL (Basic Insulation Level - Basis- Isolierungsniveau) unterhalb des normalen Konstruktionsniveaus haben ein höheres Ausfallrisiko aufgrund der kürzeren Isolierstrecke.
RP Faktor bedeutet: Die RP oder „Reclosing Practice" (Wiederschlusspraxis) betrifft die Praxis der Anlage, Leistungsschalter wieder zu schließen, die die Transformatoren in dem Fall versorgen, dass die Speiseleitung abschaltet. Da der Wiederschluss in einen Fehlzustand hinein einen asymmetrischen Durchgangsfehlerstrom bewirken kann, erhöht diese Praxis das Ausfallrisiko. Wird mehrfacher Auto-Wiederschluss praktiziert, erhöht dies das Ausfallrisiko zusätzlich, indem der Transformator weiteren Durchgangsfehlern ausgesetzt wird.
SQRT MVA Faktor bedeutet: Dieser Faktor ist die Quadratwurzel des MVA-Faktors. Der MVA-Faktor ist der Ausgang eines Algorithmus, der entwickelt wurde, um das durchschnittliche Ausfallrisiko mit der Größe oder dem MVA des Transformators in Beziehung zu setzen. Dieser Algorithmus wurde auf Basis historischer Aufzeichnungen von Transformatorausfällen entwickelt, die auch den MVA des Transformators berücksichtigten.
TF/Y-Faktor bedeutet: Die Anzahl signifikanter Durchgangsfehler pro Jahr, die der Transformator erleidet. Unter einem signifikanten Durchgangsfehler verstehen wir einen, der einen Strom durch den Transformator produziert, der mehr als dem Vierfachen des Gipfelnennstroms des Transformators entspricht. Stehen keine Daten zur Verfügung oder liegt die Anzahl der Durchgangsfehler pro Jahr bei weniger als 2,5, wird ein Störungswert von 2,5 angesetzt.
SQRT Alterungs-Faktor bedeutet: Es handelt sich um die Quadratwurzel des Alterungsfaktors. Unter dem Alterungsfaktor verstehen wir die durchschnittliche Ausfallwahrscheinlichkeit von Transformatoren des selben Typs wie im technischen Papier „Replacement and refurbishment strategies. for transformer populations" von Bengtsson, Persson und Svenson beschrieben.
Konstruktionsfaktor bedeutet: Dieser Faktor bezeichnet das relative Risiko einer mechanischen Bewegung oder Verwerfung in den Wicklungen infolge eines Kurzschlusses am Transformator-Terminal, basierend auf der speziellen Konstruktion. Dieser Faktor wird durch Expertenurteil mit Bezug auf den speziellen Transformator festgelegt und kann die Kenntnis der spezifischen Konstruktion einschließen.
Diag. Testanzeige bedeutet: Dieser Faktor basiert auf Ergebnissen der Frequency Response Analysis Tests (FRA - Frequenzganganalyse) oder von Leistungsfaktor- Kapazitanztests. Wenn entweder die FRA- oder die Leistungsfaktor-Kapazitanztests eine signifikante Abweichung von Basiswerten zeigen (im Fall der Kapazitan∑ mehr als 1% Änderung in einem erkennbaren Muster), kommt dem Transformator eine diagnostische Evidenz eines Risikos für mechanische Bewegung der Wicklungen infolge von Durchgangsfehlerströmen zu.
TD-Faktor bedeutet: Bezeichnet den Thermo-Konstruktionsfaktor und basiert auf der Kenntnis der Konstruktion und Nachweisen, dass die bestimmte Konstruktion anfällig für ungewöhnliche Heißpunkte in den Wicklungen ist und dem Risiko einer thermischen Verschlechterung der Papierisolierung in den Wicklungen ausgesetzt sein kann.
CO-Faktor bedeutet: Da der thermische Zerfall der Zelluloseisolierung in der Wicklung CO und CO2-Gas verursacht, sind ungewöhnlich hohe Mengen dieser Gase ein Hinweis auf ein Risiko einer exzessiven Alterung und Sprödigkeit im Papier, wodurch ein höheres Ausfallrisiko entstehen könnte. TC-Faktor bedeutet: Der TC (= Typ des Ausdehnungsgefäßes) beeinflusst das relative Risiko eines thermisch bedingten Zerfalls. Ein konstantes Ölkonservierungssystem hilft bei der Begrenzung der Feuchtigkeits- und Sauerstoffmengen im Öl und der damit verbundenen Senkung des Risikos eines thermischen Zerfalls. Ein System mit einer Stickstoffdecke birgt weniger Risiko als ein abgedichtetes, indem das Risiko eines Sauerstoff- und Feuchtigkeitseindringens in den Transformator gesenkt wird.
Lastfaktor bedeutet: Der Lastfaktor setzt das Risiko einer thermischen Zersetzung mit der Belastung des Transformators in Beziehung. Transformatoren mit höherer Last haben in der Regel höhere Wicklungstemperaturen und verzeichnen eine stärker Alterung der Isolierung.
BIL+ kV-Faktor bedeutet: Dieser Faktor setzt den Konstruktions-BIL und das Nenn-HV- kV-Niveau mit dem relativen Ausfallrisiko in Beziehung. Der Faktor basiert auf historischen Daten über Transformatorenausfälle, bei denen BIL und kV bekannt waren.
Ableitertyp-Faktor bedeutet: Ältere Transformatoren mit den originalen SiC-Ableitern mit Funkenstrecken können höhere Überspannungen erfahren als Transformatoren mit neueren ZnO-Ableitem; sie haben deshalb ein höheres Risiko für dielektrische Ausfälle.
Dielektrischer Konstruktionsfaktor bedeutet: Transformatoren mit bekannten Mängeln in der dielektrischen Konstruktion - im Allgemeinen jene mit Schwestereinheiten, bei denen es zu dielektrischen Feldausfällen gekommen ist - haben ein höheres Risiko eines dielektrischen Ausfalls.
Lichtbogen-Evidenz-Faktor bedeutet: Transformatoren mit abnormal hohen Acetylenwerten aus den DGA-Ergebnissen unterliegen einem Lichtbogenbildungsrisiko im Transformator, das zu Ausfällen führen könnte.
PD-Faktor bedeutet: Transformatoren, bei denen die DGA auf eine PD (Teilentladung) hinweist (in der Regel basierend auf Wasserstoffgas), haben ein Ausfallrisiko. Öl-Dielektrik-Faktor bedeutet: Transformatoren mit Öl, das Testergebnisse aufweist, die außerhalb der empfohlenen Grenzwerte für service-gealterte Öle liegen, haben ein höheres Risiko für einen dielektrischen Ausfall.
PF-Faktor bedeutet: Transformatoren, bei denen die neuesten Leistungsfaktor- Dielektrik-Testergebnisse außerhalb des empfohlenen Bereichs (im Allgemeinen 0,5%) liegen, haben ein Risiko für dielektrischen Ausfall.
LTC-Typ-Faktor bedeutet: Bestimmte Typen von Last-Stufenschaltern (LTC) unterliegen einem höheren Ausfallrisiko als andere. Im Allgemeinen haben Lichtbogen- Stufenschalter ein höheres Risiko als Unterbrecherschalter.
LTC Diag. Faktor bedeutet: Wenn die DGA-Ergebnisse Nachweise einer abnormen Bogenbildung oder ungewöhnlich hoher Temperaturen in den Kontakten (aufgrund des Verhältnisses von Heißmetallgas zu Wasserstoff und Acetylen) zeigen, besteht für den Stufenschalter ein Ausfallrisiko.
Durchführungstyp-Faktor bedeutet: Bestimmte Durchführungstypen (z. B. die U- Durchführung vom GE-Typ) haben historisch ein größeres Ausfallrisiko gezeigt als andere Durchführungstypen.
Durchführungs-Diag.-Faktor bedeutet: Durchführungen mit hohem Leistungsfaktor oder jene, deren Leistungsfaktor sich signifikant vergrößert hat, haben ein Ausfallrisiko.
Pumpenausfall bedeutet: Kugellagerpumpen besitzen in der Regel ein höheres Risiko, einen Ausfall des Haupttransformators durch Metallabgabe in den Transformator zu verursachen, als Ringlagerpumpen.
Durchführungs- oder LTC-Alterungsfaktor bedeutet: Last-Stufenschalter (LTCs) oder Durchführungen mit einem Alter von mehr als 20 Jahren besitzen ein signifikant höheres Ausfallrisiko als neuere LTCs oder Durchführungen.
Transformatorentyp-Faktor bedeutet: Bestimmte Transformatorentypen, einschließlich Ofentransformatoren, Phasenschiebertransformatoren und Industrietransformatoren, haben im Allgemeinen eine höhere Ausfallräte gezeigt als andere Typen von Transformatoren.
Standort-Faktor bedeutet: Transformatoren mit Standort Ostküste, Westküste oder in den dicht besiedelten Gebieten des Südens haben in der Regel ein höheres Ausfallrisiko infolge unterschiedlicher Faktoren, wie mehr Kurzschlüsse, höhere Fehlerströme und eine höhere Schaltaktivität (insbesondere Schalten von Kondensatoren).
Seismischer Faktor bedeutet: Transformatoren in Gebieten mit einem höheren Erdbebenrisiko unterliegen einem höheren Ausfallrisiko infolge Wicklungsbewegung oder Beschädigungen von Durchführungen oder anderem Zubehör im Falle eines Erdbebens.
Strömungselektrifi∑ierungs-Faktor bedeutet: Bestimmte Transformatorentypen, die in bestimmten Zeiträumen produziert wurden, zeigten eine höhere Ausfallhäufigkeit infolge von Strömungselektrifizierung.
Heißmetall-DGA-Faktor bedeutet: Transformatoren mit hohen Gehalten eines bestimmten brennbaren Gases haben ein Risiko auf Heißmetall im Transformator. Dies verursacht zwar möglicherweise keinen Ausfall des Transformators, es könnte aber die Notwendigkeit zum Außerbetriebnehmen des Transformators für eine außerordentliche Wartung oder zur Ölentgasung bedingen. ,
Heißwicklungs-DGA-Faktor bedeutet: Transformatoren, deren DGA-Ergebnisse die Wahrscheinlichkeit von Heißwicklungen anzeigen (in der Regel eine Kombination aus heißen Metallgasen und Kohlenoxidgasen) können das Risiko eines Betriebsverlusts wegen der Notwendigkeit interner Inspektionen oder Reparaturen haben.
Tank-Heißpunkt-Faktor bedeutet: Transformatoren mit hohen Tank- Heißpunkttemperaturen, die im Allgemeinen durch Infrarot-Thermographe bestimmt werden, unterliegen dem Risiko einer Olverschlechterung oder Problemen mit der Abschirmung der Innentankwand; sie können ein Betriebsverlustrisiko heraufbeschwören, weil das Öl bearbeitet oder die Abschirmungen repariert werden müssen.
Faktor Loser Anschluss bedeutet: Transformatoren, die unter Leichtlastbedingungen brennbares Gas (Heißmetallgas, CO und CO2) erzeugen, haben ein Risiko auf lose Quetsch- oder Schraubverbindungen oder mangelhafte Lötverbindungen. Der Transformator kann ein Betriebsverlustrisiko zur Korrektur des Fehlers haben.
Auf Basis der Ausfallrisikoberechnung und der relativen Wichtigkeit des Transformators für das System wird ein Diagramm wie Figur 9 erstellt, in dem jeder Transformator in der Flotte als Punkt auf der Kurve dargestellt ist. Der Skalierungsfaktor in der Kurve ist so angepasst, dass die wichtigsten Transformatoren nahe der Oberseite des Diagramms platziert sind. Die Ausfallrisiko-Skala ist so angepasst, dass sich annähernd 10% der Transformatoren in der roten Zone (bevorzugt) befinden. Mit dieser Skalierung ist es möglich, dass einige Transformatoren außerhalb des Diagramms sind; dies ist aber nicht ungewöhnlich.
Die Kategorisierung der Transformatoren in der Flotte unter Verwendung der Methode der Figur 9 ergibt sowohl eine Priorität für die Arbeit an den Transformatoren wie auch e Gründe für den hohen Ausfallrisiko-lmpakt. Unter Ausfallrisiko-Impakt verstehen wir e Kombination der Wichtigkeit für das System mit dem Ausfallrisiko. Transformatoren, e in die rote Dringlichkeitszone fallen, benötigen im Allgemeinen sofortige Beachtung, um Möglichkeiten zur Reduzierung des Ausfallrisiko-Impakts zu erschließen. Das Risiko kann entweder durch Reduzierung des Ausfallrisikos (beispielsweise mit einer Reparatur oder einer detaillierteren Untersuchung zur Aufklärung eines Problems) oder durch Herabsetzen der Wichtigkeit (durch Hinzufügen eines Ersatzes zu der Unterstation oder durch Verlagerung eines Transformators an einen weniger wichtigen Standort) verringert werden.
Im folgenden soll noch ein Beispiel für eine Methode der Lebensdauerprofilierung von Leistungstransformatoren angegeben werden. Das beiliegende Fließdiagramm gemäß Figur 10 stellt das erfindungsgemäße Verfahren dar, in einer Ausgestaltung, mit der eine präzise Lebensdauerprofilierung von Leistungstransformatoren durchführbar ist.
Schritt 1 : Eingabedaten
Die Eingabedaten sind sehr wichtig für Schritt 2: Konstruktionsprüfung und Schritt 3: Zustandsbewertung. Für die Konstruktionsevaluierung (Schritt 2) müssen folgende Daten zur Verfügung stehen: ursprüngliche historische Konstruktionsaufzeichnungen aus den Archiven und den statistischen Daten zur Konstruktions-Performance. Für die Zustandsbewertung (Schritt 3) sind folgende Eingabedaten wichtig: Ausgaben der letzten (modernen) Konstruktionsprogramme (Schritt 2) sowie Lastgeschichte, Testergebnisse, Wartungsinformationen, Testbericht mit Fabrikzertifikat, historische und aktuelle Zustandsinformationen von Inspektionen, Operationen und Routine sowie fortgeschrittene Diagnostik.
Schritt 2: Konstruktionsprüfung
Die detaillierte Konstruktionsevaluierung des Transformators bedient sich der neuesten
Konstruktionsprogramme und Praktiken.
Für Gehäusetransformatoren inkludiert dies:
1. MF3D Softwareanalyse von Streufluss
Berechnung der höchsten Stromstärke in einem geschlossenen Stromkreis Bestimmung der höchsten Einzelleitertemperatur Berechnung der heißesten Lötverbindung Berechnung der höchsten Leitungstemperatur Berechnung von Kern-Schleifenspannung und -Stromstärke Heißpunktbestimmung des Kerns Konstruktionspotenzial für Strömungselektrifizierung Evaluierung der Kurzschlussfestigkeit
Für Kerntransformatoren inkludiert dies:
1. TRACE oder ACE-Analyse von Streufluss
2. Berechnung der höchsten Stromstärken in einem geschlossenen Stromkreis
3. Bestimmung der höchsten Einzelleitertemperatur
4. Berechnung der höchsten Leitungstemperatur 5. Heißpunktbestimmung des Kerns
6. Risiko des Wicklungspressungsverlusts
8. Konstruktionspotenzial für Strömungselektrifizierung
9. Evaluierung der Kurzschlussfestigkeit mit Hilfe von TRACE
Schritt 3: Zustandsbewertung
Der Zweck der Zustandsbewertung ist die Evaluierung des wahrscheinlichen Zustande der inneren und äußeren Transformatorteile. Die Innenbewertung umfasst das Isoliersystem (Papier, Pressspan, Öl, usw.), den Kern, mechanische Trägerstrukturen und innere Hilfsgerätschaften, wie Stufenschalter und Hilfstransformatoren oder - reaktoren. Zur Außenanlage gehören der Tank, das Kühlsystem, die Steuerungen, Ölkonservierungssysteme, Durchführungen und integrierte Schutzsysteme. Die Bewertung kombiniert Eingänge von der Konstruktionsbewertung mit historischen Last- und Betriebsdaten sowie Routine- und fortgeschrittenen Diagnostikdaten. Fortgeschrittene Diagnostiktests spielen auch in der Zustandsbewertung eine bedeutende Rolle. Der DFR-Test (Dielectric Frequency Response - Dielektrischer Frequenzgang) wurde zu einem wichtigen Instrument zur Diagnose des Isolationssystemzustands weiter entwickelt. Dieser Test wurde dazu verwendet, die exakten Feuchtigkeitswerte in Zelluloseisolierung zu identifizieren, um eine Entscheidungsfindung bezüglich anwenderspezifischer Austrocknungsgrenzen zu unterstützen und Inputs für die Evaluierung der Isolierungslebensdauer zu gewinnen. Zusätzlich sind neue Fortschritte in der DFR-Methode dazu verwendet worden, spezifische Probleme im Transformator zu identifizieren, einschließlich Metallpartikelkontaminierungen, Kontaminierungen mit korrosivem Schwefel, Kohle- Cracking und hochohmige Kern-Erdungsanschlüsse. Andere fortgeschrittene Diagnosetests, wie eine Furananalyse des Öls, FRA (Frequency Response Analysis - Frequenzganganalyse) und Teilentladungsanalyse werden ebenfalls nach Bedarf für Sonderfälle vorgenommen.
Schritt 4: Berechnung der Nutzlebensdauer
Ein wichtiger Teil des Lebensdauer-Profilierungsverfahrens ist die Evaluierung der Wicklungsisolierung und des geschätzten Restlebens der Papierisolierung. Die Studie bedient sich historischer Transformatorlastdaten und einer thermischen Simulierung des Transformatorwicklungs- und Kühlsystems. Mit diesen Inputs wird der kumulative Effekt der Transformatoren-Heißpunkttemperaturen auf die Papierisolierung evaluiert.
Schritt 5: Bewertung und Einstufung des Ausfallrisikos
Ein weiterer Output der Lebensdauerprofilierung ist eine Einstufung nach Einheiten, die auf Basis der Ergebnisse der Könstruktionsprüfung, der Zustandsbewertung und der Lebensverbrauchberechnung das Ausfallrisiko beschreibt. Dies ist eine sehr detaillierte und präzise Ausfallrisikobewertung, da sie neben statistischen und historischen Parametern auf die spezifische Kenntnis der Transformatorkonstruktion und dessen aktuellen Zustande fokussiert. Die resultierende Einstufung ergibt eine genaue Beurteilung des Ausfallrisikos für den Transformator, das mit dem erwarteten Ausfallrisiko anderer Transformatoren in der Industrie verglichen werden kann.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel mittels einer Datenverarbeitungseinrichtung (20), die mit wenigstens einem Datenspeicher (21) zusammenwirkt und eine Eingabe- (22) sowie Anzeigevorrichtung (23) aufweist, wobei schrittweise
• für das jeweilige technische Betriebsmittel wenigstens ein erster Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen sowie wenigstens ein zweiter Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen erfasst und/oder ermittelt wird,
• für jeden Datensatz durch wissensbasiert vorbestimmte numerische und/oder logische Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmte betriebsmittelspezifische Wichtungsfaktoren die ermittelten Eingangskenngrößen zu jeweils einer wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und einer technischen Bewertungskenngröße Rlx zusammengeführt werden und
• aus den ermittelten Bewertungskenngrößen durch wissensbasiert vorbestimmte numerische Verknüpfungen und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewertungskenngröße Elx zur Validierung des jeweiligen technischen Betriebsmittels bestimmt wird.
2. . Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, daß die den Eingangskenngrößen zugehörigen Eingangskenndaten Ausgabewerte von Berechnungs- und/oder Betriebsmittelbewertungswerkzeugen sind, die durch Vorverarbeitung verfügbarer Eingangsgrößen, insbesondere technischer Betriebsmitteldaten und/oder -parameter und/oder Messdaten, gewonnen werden.
3. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß anhand der technisch relevanten Eingangskenngrößen mögliche Störungen und/oder ein mögliches Fehlverhalten des jeweiligen Betriebsmittels, insbesondere bei Transformatoren und/oder ihren funktionalen Bauteilen wie Stufen- oder Lastschalter, insbesondere DETC's oder OLTC's, und/oder Generatoren und/oder elektrischen Antrieben auftretende fehlerhafte mechanische Wicklungen, fehlerbehaftete elektrische Isolationssysteme, fehlerhafte Kerne, fehlerbehaftete Kontakte bzw. Kontaktstellen, fehlerhafte Kühlsysteme, fehlerhafte elektrische und/oder mechanische Durchführungen sowie Antriebe und/oder Getriebe, berücksichtigt werden.
4. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß es zur systematischen Zustandsbewertung Starkstromtechnischer Betriebsmittel, insbesondere Transformatoren, eingesetzt wird.
5. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx aus den skalierten Zwischengrößen SRn durch Bildung einer gewichteten Summe mit
Rlx = (∑(w„ * SR„)) * const oder eines gewichteten Produktes Rlx = (Tl(SR " )) * const oder einer frei gestaltbaren numerischen und/oder logischen Verknüpfungsvorschrift H der allgemeinen Form Rlx = H(SR1,SR2,..SRn,wl,w2,...w„) mit den Wichtungsfaktoren wn erfolgt.
6. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix aus den pekuniären Eingangskenngrößen Fm mittels numerischer Verknüpfungen, insbesondere additive Verknüpfungen, und entsprechende Skalierung erfolgt.
7. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung der Gesamtkenngröße Elx fakultativ durch Bestimmung der gewichteten euklidischen Distanz gemäß der Verknüpfungsvorschrift
Elx - - ((wr * Rlx)2 + (wf * Fix)2) oder durch Bestimmung der gewichteten Summe aus der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und der technischen Bewertungskenngröße Rlx unter Einbindung eines zur Skalierung eingesetzten Faktors k, gemäß der Verknüpfungsvorschrift Elx = (wr * RIx + wf- * Fix) * k oder gemäß der
Verknüpfungsvorschrift Elx = (RIχwr * FIxwf)* l erfolgt, wobei I einen Faktor zur Skalierung der Gesamtbewertungskenngröße Eix und wr sowie Wf die jeweiligen Wichtungen der technischen Bewertungskenngröße Rlx und der wirtschaftlichen Kenngröße Fix bezeichnen.
8. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die ermittelten Kenngrößen und/oder Eingangsgrößen sowie deren zugehörige Daten tabellarisch aufbereitet und über eine dafür eingerichtete Schnittstelle, die mit einem Mail-Programm und/oder e-Mail-Client zusammenwirkt, als Anhang (10) einer automatisiert erstellten e-Mail-Datei angehängt und/oder wiederauffindbar auf einem Datenspeicher (21) abgelegt wird.
9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die vorbereitete und gespeicherte e-Mail sowie der angehängte Daten-Anhang (10) vermittels wenigstens einer Netz- und/oder e-Mailserververbindung an einen oder beliebig viele bestimmbare Adressaten übertragen werden.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass für eine bessere Wiederauffindbarkeit die automatisiert erstellte e-Mail mit einer eindeutigen Kennung versehenen wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 10,dadurch gekennzeichnet, dass die automatisierte Erstellung der e-Mail mit Anhang (10) zyklisch, in vorbestimmten Zeitabständen und/oder jeweils mit Verfahrensende erfolgt.
12. Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass vorab in der Datenbank (21) gespeicherte Betriebsmitteldaten und/oder Betriebsmittelzustandsdaten, insbesondere für eine bestimmte Betriebsmittelart typische Default-Werte, zur Bewertung eines technischen Betriebsmittels herangezogen werden.
13. System zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel, welches wenigstens eine Datenverarbeitungseinrichtung (20), die mit wenigstens einem Datenspeicher (21) zusammenwirkt und eine Eingabe- (22) sowie Anzeigevorrichtung (23) aufweist, wobei die Datenverarbeitungseinrichtung (20) Mittel (20a) aufweist, um
• für das jeweilige technische Betriebsmittel wenigstens einen ersten Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen sowie wenigstens einen zweiten Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen zu erfassen und/oder zu ermitteln,
• für jeden Datensatz mittels wissensbäsiert vorbestimmten numerischen und/oder logischen Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmten betriebsmittelspezifischen Wichtungsfaktoren die ermittelten Eingangskenngrößen zu jeweils einer wirtschaftlichen Bewertungekenngröße Fix und einer technischen Bewertungskenngröße Rlx zusammenzuführen und
• aus den ermittelten Bewertungskenngrößen mittels wissensbasiert vorbestimmten numerischen Verknüpfungen und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewertungskenngröße Elx zur Validierung des jeweiligen technischen Betriebsmittels zu bestimmen.
14. System nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß Mittel vorgesehen sind, um die den Eingangskenngrößen zugehörigen Eingangskenndaten durch Vorverarbeitung verfügbarer Eingangsgrößen, insbesondere technischer Betriebsmitteldaten und/oder -parameter und/oder Messdaten, zu gewinnen bzw. bestimmen.
15. System nach einem der Ansprüche 13 oder 14, dadurch gekennzeichnet, dass es mit Berechnungs- und/oder Betriebsmittelbewertungswerkzeugen zusammenwirkt, um die den Eingangskenngrößen zugehörigen Eingangskenndaten durch Vorverarbeitung verfügbarer Eingangsgrößen, insbesondere technischer Betriebsmitteldaten und/oder -parameter und/oder Messdaten zu gewinnen.
16. System nach einem der Ansprüche 13 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dase vermittels der technisch relevanten Eingangskenngrößen mögliche Störungen und/oder ein mögliches Fehlverhalten des jeweiligen Betriebsmittels, insbesondere bei Transformatoren und/oder ihren funktionalen Bauteilen wie Stufen- oder Lastεchalter, inebesondere DETC's oder OLTC's, und/oder Generatoren und/oder elektrischen Antrieben auftretende fehlerhafte mechanische Wicklungen, fehlerbehaftete elektrische Isolationssysteme, fehlerhafte Kerne, fehlerbehaftete Kontakte und/oder Kontaktstellen, fehlerhafte Kühlsysteme, fehlerhafte elektrische und/oder mechanische Durchführungen sowie Antriebe und/oder Getriebe, berücksichtigt sind.
17. System nach einem der Ansprüche 13 bis 16, dadurch gekennzeichnet, daß es zur systematischen Zustandsbewertung Starkstromtechnischer Betriebsmittel, insbesondere Transformatoren, einsetzbar ist.
18. System nach einem der Ansprüche 13 bis 17, dadurch gekennzeichnet, daß zur Bestimmung der technischen Bewertungskenngröße Rlx aus den skalierten Zwischgengrößen SRn eine gewichtete Summe mit Rlx = (∑(wn * SRn)) * const oder ein gewichtetes Produkt Rlx = (U(SR u )) * const oder eine frei gestaltbare numerische und/oder logische Verknüpfungsvorschrift H der allgemeinen Form
Rlx = H(SRl,SR2,..SR„,wl,w2,...w„) mit den Wichtungsfaktoren wn eingesetzt ist.
19. System nach einem der Ansprüche 13 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass zur Bestimmung der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix aus den pekuniären Eingangskenngrößen Fm numerische Verknüpfungen, insbesondere additive Verknüpfungen, und entsprechende Skalierung eingesetzt ist.
20. System nach einem der Ansprüche 13 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass zur Bestimmung der Gesamtkenngröße Elx fakultativ die gewichtete euklidische Distanz gemäß der Verknüpfungsvorschrift Elx = -J((wr * Rlx)2 + (wf * Fix)2) oder die gewichtete
Summe aus der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und der technischen Bewertungskenngröße Rlx unter Einbindung eines zur Skalierung eingesetzten Faktors k, gemäß der Verknüpfungsvorschrift Elx = (wr * Rlx + wf * Fix) * k oder die
Verknüpfungsvorschrift Elx = (Rlxwr * Flx f) * l eingesetzt ist, wobei I einen Faktor zur
Skalierung der Gesamtbewertungskenngröße Eix und wr sowie Wf die jeweiligen Wichtungen der technischen Bewertungskenngröße Rlx und der wirtschaftlichen Kenngröße Fix bezeichnen.
21. System nach einem der Ansprüche 13 bis 20, dadurch gekennzeichnet, daß eine tabellarische Aufbereitung der ermittelten Kenngrößen und/oder Eingangsgrößen sowie deren zugehöriger Daten vorgesehen ist.
22. System nach einem der Ansprüche 13 bis 21 , dadurch gekennzeichnet, dass eine SchnittstelleNorgesehen ist, die mit wenigstens einem e-Mail-Programm und/oder einem e-Mail-Client zusammenwirkt.
23. System nach einem der Ansprüche 21 oder 22, dadurch gekennzeichnet, dasε tabellariεch aufbereitete Kenngrößen und/oder Eingangegrößen sowie deren zugehörige Daten als Anhang (10) einer automatisiert erstellten e-Mail-Datei angehängt und/oder wiederauffindbar auf einem Datenspeicher (21) abgelegt sind.
24. System nach Anspruch 23, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine Νetz- und/oder e-Mailserververbindung vorhanden ist, vermitteis derer die vorbereitete und gespeicherte e-Mail sowie der angehängte Daten-Anhang (10) an einen oder beliebig viele bestimmbare Adressaten übertragbar ist.
25. System nach einem der Ansprüche 23 oder 24, dadurch gekennzeichnet, dass zur Gewährleistung einer besseren Wiederauffindbarkeit, die automatisiert erstellte e- Mail mit einer eindeutigen Kennung versehenen ist.
26. System nach einem der Ansprüche 13 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass eine Bewertungsmaske bereitgestellt ist, mittels welcher die Daten der verschiedenen Eingangsgrößen und/oder Eingangskenngrößen selektiv erfassbar und in graphischer Form darstellbar sind.
27. System nach einem der Ansprüche 13 bis 26, dadurch gekennzeichnet, dass zur Vorbestimmung von Wichtungsfaktoren und/oder Präferenzen und/oder zur Erfassung von zur Kenngrößenbestimmung heranzuziehende Eingangsgrößen und/oder Verknüpfungsvorschriften entsprechende Eingabe- (27) und/oder Auswahlmasken mit optional selektierbaren Auswahlmöglichkeiten bereitgestellt sind.
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