Beneficios del monitoreo en línea de transformadores

Beneficios del monitoreo en línea de Transformadores

Emilio MoralesTechnical Application Specialist


Agenda• Introducción• Costo de inspección y mantenimiento• Costo de resolución de falla• Análisis de resolución de falla con monitoreo en línea• Costo de generación perdida• Costo de energía contractual no entregada• Beneficios de sobrecarga con monitoreo en línea• Diferimiento del reemplazo del transformador• Costo del sistema de monitoreo• Evaluación global• Preguntas y Respuestas

Taken from the IEEE Std. C57.143-2012

introducción

El análisis de costo/beneficio del monitoreo del transformador es una tarea difícil

Los siguientes conceptos se deben considerar en el análisis económico:

• Reducción de costos de inspección y mantenimiento

• Reducción de fallas relacionados con los costos de reparación o reemplazo

• Mejora de la capacidad de carga del transformador en tiempo real

• Diferimiento de costos de capital por actualización debido al incremento de carga

• Diferimiento de costos de capital por remplazo debido a edad o condición del equipo



Otros beneficios:

• Mejora de confiabilidad y disponibilidad del sistema• Mejora de planeación de los cortes programados• Mejora resultados financieros con regulación basada en rendimiento• Prácticas de diseño y operación optimizadas• Reducción de costos de puesta en marcha• Mayor vida útil del equipo• Mejora de la seguridad del personal• Mejora de la seguridad del medio ambiente• Retención del conocimiento de personal calificado (sistema experto)• Mejora en el acceso de todo el sistema a los conocimientos clave

utilizando herramientas de la Web• Mejora de la administración del trabajo



Algunos valores económicos preliminares que deben ser establecidos:

• Reducción de la tasa de fallas esperada

• Costo de operar con un sistema de transmisión degradado

• Valor de la energía no generada

• Valor de la energía contractual no entregada

Un costo potencial asociado con el monitoreo es el costo de los recursos asociados a:

• Evaluación / interpretación de los datos

• Respuesta a falsas alarmas



Costo de inspección y mantenimiento

• En muchos casos, el monitoreo adicional puede reducir la frecuencia de las inspecciones manuales

• En transformadores de gran tamaño, es común tener una visita mensual y una anual mas detallada

• Una inspección más elaborado, con corte de energía, se lleva a cabo típicamente cada 6 años

• No existe un sistema de monitoreo que puede sustituir por completo la inspección visual, por lo tanto, ningún ahorro se considera en el cálculo del ejemplo

• Una actividad de mantenimiento se ocupa específicamente de los cambiadores de tomas de bajo carga (LTC). Un ahorro podrían obtenerse en esta actividad, si se implementa un sistema confiable de monitoreo del LTC



Costo Anualizado

Costo de mantenimiento preventivo Valores Sin monitoreo

con monitoreo

Costo de mantenimiento preventivo del LTC sin monitoreo $ A $ A

Número de años entre mantenimientos sin monitoreo 4 4

Costo de mantenimiento preventivo del LTC con monitoreo $ A $ A

Número de años entre mantenimientos con monitoreo 6 6

Subtotal: Costo de mantenimiento preventivo anualizado $0.25 A $0.17A

Beneficio anual por reducción de mantenimiento preventivo $0.08A

Beneficio del mantenimiento preventivo por monitoreo en línea de los LTC



Beneficio del monitoreo: $0.25A – $0.17A = $0.8A / año

Costo Anualizado

Costo de mantenimiento preventivo Valores Sin monitoreo

con monitoreo

Costo de mantenimiento preventivo del LTC sin monitoreo $5000 $5000

Número de años entre mantenimientos sin monitoreo 4 4

Costo de mantenimiento preventivo del LTC con monitoreo $5000 $5000

Número de años entre mantenimientos con monitoreo 6 6

Subtotal: Costo de mantenimiento preventivo anualizado $1250 $833

Beneficio anual por reducción de mantenimiento preventivo $417

Beneficio del mantenimiento preventivo por monitoreo en línea de los LTC



Beneficio del monitoreo: $1250 – $833 = $417 / año

Costo de resolución de falla

• Ahorros que se pueden conseguir en costos de reparación• Prevenir fallas mayores (o catastróficas) y convertirlos en fallas que sean

reparadas a un costo reducido durante un paro programado• Para evaluar los ahorros en el costo de resolución de falla, hay ciertos

valores preliminares tales como la reducción esperada en la tasa de fallas que deben ser estimados

Impacto del monitoreo en la tasa de falla

• Dispositivos existentes pueden detectar algunas fallas incipientes.• Fallas instantáneas no susceptibles a una detección oportuna• Fallas de rápida evolución que no pueden ser detectadas correctamente

por los medios existentes, pero podrían ser detectadas mediante un monitoreo adecuado



Tasa de falla del transformador: 1%

0.01

Detectable con medios existentes: 30%

No detectable con medios existentes: 70%

No detectado: 40% (incluyendo fallas instantáneas)

Fallas no catastróficas evitadas: 99%

Detectado con monitoreo en línea: 60%

Fallas catastróficas evitadas: 1%

0.0070.003

0.00280.0042

0.000042 0.004158

Desglose de la probabilidad de falla



Sin monitoreo (Condición actual)

Con monitoreo

Falla mayor ocurriendo sin previo aviso 0.007 0.0028

Falla mayor prevenida por detección oportuna de falla (Incluye falla catastrófica)

0.003 0.0072

Total 0.01 0.01


Sin monitoreo (Condición actual)

Con monitoreo

Falla mayor ocurriendo sin previo aviso 0.00693(99% of 0.007)

0.002772 (99% of 0.0028)

Falla catastrofica 0.00007 (1% of 0.007)

0.000028 (1% of 0.0028)

Reparación predictiva adicional 0 0.0042Costo de reparación de falla mayor sin previo aviso $ 7.5B

Costo de reemplazo y daño colateral en caso de falla catastrófica $25.0B

Costo de reparación predictiva para sistemas con detección oportuna $ 1.0B


Costo Anualizado Costo de resolucion de falla valores Sin

monitoreoCon

monitoreo Tasa actual de fallas no detectables 0.0070 0.0070Eficiencia esperada del sistema de monitoreo 60% 0.0028Proporción de fallas que son catastróficas 1% 0.000070 0.000028Costo de resolucion de fallas mayoresCosto de reparacion de falla mayor $7.5B $0.052B $0.021BCosto de reparacion por deteccion oportuna $1.0B $0.0042BCosto de resolucion de fallas catastroficas Reemplazo y daños colaterales $25B $0.0018B $0.00070BCosto de reparacion por deteccion oportuna $1.0B $0.000040B

Costo de resolucion de falla anualizado $0.054B $0.026BBeneficio anualizado por el costo de resolucion de falla $0.028B

Análisis de resolución de falla con monitoreo en línea



Costo Anualizado Costo de resolucion de falla valores Sin

monitoreoCon

monitoreo Tasa actual de fallas no detectables 0.0070 0.0070Eficiencia esperada del sistema de monitoreo 60% 0.0028Proporción de fallas que son catastróficas 1% 0.000070 0.000028Costo de resolucion de fallas mayoresCosto de reparacion de falla mayor $1500 $10500 $4200Costo de reparacion por deteccion oportuna $200 $840Costo de resolucion de fallas catastroficas Reemplazo y daños colaterales $5000 $350 $140Costo de reparacion por deteccion oportuna $200 $8.4

Costo de resolucion de falla anualizado $10850 5188.4Beneficio anualizado por el costo de resolucion de falla $5661.6

Análisis de resolución de falla con monitoreo en línea



Costo anualizado Costo de potencia no generada Valores Sin

monitoreo Con

monitoreo Tasa actual de fallas no detectables 0.0070 0.0070Eficiencia esperada del sistema de monitoreo 60% 0.0028Potencia promedio no generada (MW) 20 20Duración del corte o duración del período de

generación critico (días)30 30

Costo de la energía de reemplazo ($/MWh) C C CSubtotal: Costo de potencia no generada $100C $40CBeneficio anual por potencia adicional generada $60C

Costo de potencia no generada


Costo de generación perdida• Cada caso es diferente y los parámetros que se muestran en esta tabla

se presentan como un ejemplo


Costo anualizado Costo de potencia no generada Valores Sin

monitoreo Con

monitoreo Tasa actual de fallas no detectables 0.0070 0.0070Eficiencia esperada del sistema de monitoreo 60% 0.0028Potencia promedio no generada (MW) 20 20Duración del corte o duración del período de

generación critico (días)30 30

Costo de la energía de reemplazo ($/MWh) $50 $50 $50Subtotal: Costo de potencia no generada $5040 $2016Beneficio anual por potencia adicional generada $3024

Costo de potencia no generada


Costo de generación perdida• Cada caso es diferente y los parámetros que se muestran en esta tabla

se presentan como un ejemplo


Costo de energía contractual no entregada

• La mayoría de las redes de transmisión tienen capacidad suficiente para sostener la falla de un transformador sin interrupción del servicio a el usuario

• Sin embargo, la red, entonces estará operando bajo una condición degradada y podría no ser capaz de sostener un segundo incidente sin interrupción del servicio para el usuario final

• Esto en algunos casos nos lleva causa multas por contratos incumplidos

• El costo contractual es el valor establecido por las agencias reguladoras como multa por no entregar la energía

• El costo de la interrupción es muy sensible a la duración de la interrupción y el tipo de carga



• El costo del riesgo asociado con una segunda contingencia es el producto de la probabilidad de una segunda contingencia que ocurra durante el corte del transformador, multiplicado por la consecuencia económica de ese evento

• Podría ocurrir como resultado de una falla de menor importancia en el transformador de respaldo o equipos asociados

• Fallas menores son los que deben ser consideradas

• Pueden durar desde unas pocas horas hasta varios días y pueden tener consecuencias económicas significativas si la alimentación es interrumpida



El costo del riesgo asociado a una segunda contingencia se calcula de la siguiente manera:

• Probabilidad de una segunda contingencia =

0.007 × 0.15 × 150/365 = 0.000432

• Costo de interrupción de un suministro de 80 MW durante 10 horas a un precio multa de D$/MWhour

Cost = 80 MW × 10 hours x $D/MWh = $800D

• Costo del riesgo es el producto de la probabilidad del evento multiplicado por las consecuencias de este evento

Costo del riesgo de una segunda contingencia= 0.000432 × $800D = $0.3456D/year



Costo Anualizado

Multa por incumplimiento de contratos Valores Sin monitoreo

Con monitoreo

Tasa actual de fallas no detectables 0.007 0.007

Eficiencia esperada del sistema de monitoreo 60% 0.0028

Duración del corte en transformador principal (días) 150 150 150

Probabilidad de falla menor en el transformador de respaldo 0.15 0.15 0.15

Duración de falla menor en el transformador de respaldo (horas) 10 10 10

Potencia no suministrada (MW) 80 80 80

Valor de energia no suministrada ($/MWh) D D D

Subtotal: Costo de energía contractual no entregada $0.3452D $0.1381D

Beneficio anual por potencia adicional generada $0.2071D

Beneficio anual sobre potencia contractual no entregada debido a monitoreo en línea

Beneficio del monitoreo: $0.3452D – $0.1381D = $0.2071D / año




Costo Anualizado

Multa por incumplimiento de contratos Valores Sin monitoreo

Con monitoreo

Tasa actual de fallas no detectables 0.007 0.007

Eficiencia esperada del sistema de monitoreo 60% 0.0028

Duración del corte en transformador principal (días) 150 150 150

Probabilidad de falla menor en el transformador de respaldo 0.15 0.15 0.15

Duración de falla menor en el transformador de respaldo (horas) 10 10 10

Potencia no suministrada (MW) 80 80 80

Valor de energia no suministrada ($/MWh) $10000 $10000 $10000

Subtotal: Costo de energía contractual no entregada $3452 $1381

Beneficio anual por potencia adicional generada $2071

Beneficio anual sobre potencia contractual no entregada debido a monitoreo en línea

Beneficio del monitoreo: $3452D – $1381D = $2071 / año




Beneficios de sobrecarga con monitoreo en línea

• Sobrecarga implica un grado de riesgo y acelera el envejecimiento

• Para una sobrecarga a corto plazo, el principal riesgo es la reducción de la rigidez dieléctrica debido a la liberación de burbujas de gas

• Bajo condiciones de sobrecarga, algunos componentes pueden desarrollar altas temperaturas

• Para sobrecargas de larga duración, la principal consecuencia es el envejecimiento térmico del aislamiento sólido



Efecto de monitoreo en línea en la capacidad de sobrecarga

• Los riesgos pueden reducirse significativamente

• Margen de carga adicional

• Proporciona apoyo importante a el operador cuando el transformador esta bajo condiciones de sobrecarga

• Proporcionar una evaluación dinámica de la degradación del aislamiento.

• Pérdida relativa de vida se puede convertir en costo

• Costo de pérdida de vida debe ser restado de los beneficios aparentes

• Útil cuando se calcula el costo de la transmisión de energía adicional



Evaluación Costo/Beneficio de la sobrecarga

Para el caso específico de sobrecarga de un transformador, los siguientes parámetros deben ser considerados con el fin de cuantificar los beneficios:

• Carga adicional • Costo de reemplazo del transformador• Duración normal de vida(150 000 hours for a Hot Spot (HS) of 110 ºC)• Pérdida de vida del transformador• Factor de aceleración de envejecimiento (AAF) aumenta

exponencialmente con la temperatura• Carga continua al 110% lleva al HS a 120 º C y un AAF de 2.7• Carga continua al 120% lleva al HS a 135 º C y un AAF de 11

• Valor económico de la sobrecarga• Pérdida neta de la vida del transformador• Muy alto valor de la energía extra



Costo anualizado Beneficio de la capacidad de sobrecarga Valores Sin

monitoreo Con

monitoreo

Carga adicional sin monitoreo (MW) 10 10

Carga adicional con monitoreo (MW) 20 20

Duracion de sobrecarga (hours) 100 100 100

Probabilidad de ocurrencia de sobrecarga 0.20 0.20 0.20

Valor de la energia entregada ($/MWh) (G) (G) (G)

Duración normal de vida del transformador (hours) 150000 150000 150000

Costo de reemplazo del transformador F F F

Factor de aceleración de envejecimiento a 110% de carga 2.7 2.7


Valor bruto de energía adicional entregada ($200G) (400G)

Valor de la pérdida adicional de vida del transformador $0.00023F $0.0013F

Subtotal: El costo por el poder contractual no entregados $(200G) –0.00023F

$(400G) –0.0013F

Beneficio anual por potencia adicional generada $(200G) –0.0011F




Costo anualizado Beneficio de la capacidad de sobrecarga Valores Sin

monitoreo Con

monitoreo

Carga adicional sin monitoreo (MW) 10 10

Carga adicional con monitoreo (MW) 20 20

Duracion de sobrecarga (hours) 100 100 100

Probabilidad de ocurrencia de sobrecarga 0.20 0.20 0.20

Valor de la energia entregada ($/MWh) 80 80 80

Duración normal de vida del transformador (hours) 150,000 150,000 150,000

Costo de reemplazo del transformador 2,000,000 2,000,000 2,000,000



Valor bruto de energía adicional entregada $16,000 $32,000

Valor de la pérdida adicional de vida del transformador $460 $2,600

Subtotal: El costo por el poder contractual no entregados $15,540 $29400

Beneficio anual por potencia adicional generada $13,860




Diferimiento del reemplazo del transformador• Evaluación exhaustiva de condición se realiza normalmente

• Implica una serie de pruebas eléctricas y químicas

• El valor económico de la monitorización en línea es difícil de evaluar

• Vale la pena intentar una evaluación de la contribución económica que se podría esperar de monitoreo on-line

• Reemplazo del transformador se considera si la tasa de falla aumenta más allá del nivel aceptable

• Inconveniencia de la interrupción no programada de un transformador

• Detección oportuna de fallas incipientes reduce el riesgo de fallas inesperadas e interrupciones no programadas



• Si la mitad de las fallas mayores se pueden evitar y se convierten en fallas menores, se mejora la confiabilidad y el transformador se puede operar por unos pocos años adicionales antes de que se alcance un nivel inaceptable de la probabilidad de interrupción no programada



• Si "H" se define como el costo de una unidad nueva de reemplazo incluyendo la eliminación y el costo de instalación. Valor de aplazar el reemplazo a una tasa de interés del 6% es un valor de $ 0.06H anualmente.

• A medida que la flota de transformadores envejece, el escenario de reemplazo será cada vez más relevante.

• Cuantificación de la relación económica entre un monitoreo de condición mas estricto y la capacidad de servicio de la unidad conforme se acerca al final de su vida útil.



Costo Anualizado

Beneficio de diferir el remplazo del transformador Valores Sin monitoreo

con monitoreo

Costo de reemplazo del transformador $20000000

Taza de interés anual 3%

Beneficio anual Diferimiento del reemplazo del transformador

$60000

Diferimiento del reemplazo del transformador



Beneficio de monitoreo: $60000 / año / transformador

El beneficio por el diferimiento del remplazo es directamente proporcional a la taza de interés y el costo de capital de la nueva unidad

Costo del sistema de monitoreo

• Costo de adquisición del sistema de monitoreo (incluir la preparación de la solicitud de compra y evaluación técnica)

• Instalación (incluir la planificación del trabajo, documentación y puesta en servicio)

• Infraestructura y

• Costo de operación anual (mantenimiento, comunicación y manejo de datos).



• En el siguiente ejemplo, "J" representa el costo del sistema de monitoreo seleccionado, "K" representa el costo de instalación y "L" representa el costo anual del soporte para el sistema de monitoreo

Costo del sistema de monitoreo Valores Costo anual sin monitoreo

Costo anual con monitoreo

Vida esperada del sistema de monitoreo (años) 20

Costo del sistema de monitoreo $J $0.05J

Costo de instalación $K $0.05K

Soporte para el sistema de monitoreo ($/year) $L $L

Costo de monitoreo total anual $0 $0.05J + 0.05K + L

Evaluación del costo anual del monitoreo del transformador



• En el siguiente ejemplo, "J" representa el costo del sistema de monitoreo seleccionado, "K" representa el costo de instalación y "L" representa el costo anual del soporte para el sistema de monitoreo

Costo del sistema de monitoreo Valores Costo anual sin monitoreo

Costo anual con monitoreo

Vida esperada del sistema de monitoreo (años) 20

Costo del sistema de monitoreo $40000 $2000

Costo de instalación $5000 $250

Soporte para el sistema de monitoreo ($/year) $500 $500

Costo de monitoreo total anual $0 $2750

Evaluación del costo anual del monitoreo del transformador



Evaluación global

• Considerar un transformador nuevo sin requerimientos contractuales, con LTC y probabilidad de sobrecarga. El beneficio potencial es el siguiente:

Reducción de mantenimiento del LTC $0.08A+ Resolución de falla $0.028B + Capacidad de sobrecarga $(200G)-.0011F – Costo del monitoreo $0.05J + 0.05K + L

= Beneficio anual total



Evaluación global

• Considerar un transformador nuevo sin requerimientos contractuales, con LTC y probabilidad de sobrecarga. El beneficio potencial es el siguiente:

Reducción de mantenimiento del LTC $ 417+ Resolución de falla $ 5662 + Capacidad de sobrecarga $13860 – Costo del monitoreo $ 2750Beneficio anual total = $17189



Preguntas?


Beneficios del monitoreo en línea de transformadores

Engineering

Transcript of Beneficios del monitoreo en línea de transformadores