电力变压器投资决策技术风险的财务影响评估

Christoph Haering, Moritz Werner, Marc Foata，Ninil Ukhita

(1.德国Maschinenfabrik Reinhausen (德国莱茵豪森机械制造)公司，德国 93059；2.印度尼西亚国家电力公司(PLN))

电力变压器投资决策技术风险的财务影响评估

Christoph Haering1, Moritz Werner1, Marc Foata1，Ninil Ukhita2

(1.德国Maschinenfabrik Reinhausen (德国莱茵豪森机械制造)公司，德国 93059；2.印度尼西亚国家电力公司(PLN))

全寿命周期成本测算是一种经济分析过程，它评估产品从购置、拥有到处置的所有成本，计入将所有未来成本折算为净现值所需的折旧(净现值NPV或者成本)。为了做好全面分析，必须对变压器全寿命期内可能发生的成本进行很好的预测。有些成本是显而易见的，很容易被计算出(如铁芯损耗)，而很多其他类型成本却要么无充分依据，或者尚未为人所知，特别是有些与故障风险相关的成本。除了原料成本之外，故障所导致的计划外检修可能会产生更为严重的财务和责任后果。因此对这种后果所致风险的正确评估是任何一个变压器群组资产管理战略的基石。从不同方案的各种角度，小故障、大故障、防火和运维成本增加等，审视几种典型变压器案例。同时，按照故障风险的净现值水平对不同投资选择(维持现状，更换或者修理)的财务优点进行比较。

变压器；故障；风险；资产管理

译者简介：王 翀(国网安徽省电力公司)

电力变压器是十分可靠的设备构件，每年的故障率通常平均远低于1%。有着如此高的可靠性，非常容易在做更换或修理方案财务评价时将故障成本较实际情况相比有所忽略。如果发生重大故障的可能性非常低，那么相关后果，从另一方面讲，可以达到如此之高，以至于导致变压器整个寿命期内所累积的财务风险(比率*后果)将会变得具备十分重要的财务意义。而且，再考虑一个正在逐渐老化的变压器群组因素，可以预计到将一台变压器的寿命延长至40年以上，明显意味着最终导致重大故障多发或者其它失能情况的风险在持续增加。

本文介绍了一种故障风险净现值评估方法和必需假设条件，以使故障风险影响可以全部纳入投资决策过程。仅仅考虑直接的物质成本和收入损失是不够的，还有其他与责任、安全、环境问题和公众形象相关的更为重要的后果，但是这些都太过主观，且各具特点，无法在分析中包含。但是，所有本文中提及的230 kV和500 kV单相变压器库的案例示例，大家都可以理解为所列出的故障成本可以被视作各种情况下所有财务风险的最低限度值。

1 故障风险分析

1.1 小故障

关于变压器小故障的公开统计数据极少，参考文献[3]是加拿大一家大型电力公司提供的部分数据，其运行的常规变压器超过1 200台，电压等级最高达735 kV。

假设将小故障的定义如下：由于功能故障导致的强迫停运，但是可以通过一个简单的操作即可恢复，譬如更换或者调整某个部件。停运时间通常在数小时至一天左右。

那么可以将造成小故障的各种原因进行分解如图1所示。由图1可知，可以看出上述定义的小故障绝大多数情况是和OLTC(有载调压开关)的传动机械系统和控制故障以及漏油有关。图2标示了OLTC的使用年限与发生小故障可能性之间关系的统计数据。

图1 每个部件引发小故障的比率统计[3]

图2 OLTC小故障比率统计[3]

由图2可以看出，OLTC小故障比率在头20年保持在3%左右，但是当设备使用至50年时，将会逐步升高至15%。

除了OLTC小故障之外，其它的故障类型也需要考虑，譬如漏油、变压器控制和表计故障等。因此，对于接下来的分析，需要采用下列的参数作为保守预测，来评估小故障的总体成本。

(1) 0～20年使用期：小故障比率保持在4%

(2) 20～50年使用期：小故障比率从4%增加到20%

(3) 平均故障停运时长：4 h。

1.2 重大故障

同样从参考文献[3]，采用以下对重大故障的定义，该大型电力公司108次故障的成因分类可以细化分解如图3所示。

重大故障定义：不得不停运，来更换设备或者为修理设备内部损伤开展重要工作。停运时间通常在几天至一周之间。

图3 重大故障分析[3]

由图3可以看出，套管问题和OLTC问题占故障成因的2/3，此数据与其他调查数据相吻合。OLTC问题和套管问题之间的比率因情况不同而不同，但是这两个因素加起来总是占重大故障成因的50-80%。

但是，不同的可靠性调查数据和变压器重大故障之间的相互关系却呈现了明显的不一致性。例如，1983年开展的最具价值的一次调研结果清晰地显示，电压等级较高的变压器确实呈现出随使用年限增长而故障风险提高的特性，如表1所示。在兴趣范围内(500 kV)，年风险比率从头5年的1.9%提高到服役10～20年之后的3.2%。

尽管这些数据现在已经过时了，但是如今的维修技术和资产管理战略从很大程度上说是自此次调查阶段演化而来，而且如今的替换策略并没有对故障比率趋势存偏见。事实上，近年的一些调查也同样显示故障比率和使用年限并不相关，也就是说，它在变压器使用寿命内保持一个十分恒定的比率水平，而非呈现典型的浴盆式故障率曲线。这可以通过参考文献[5]中的故障比率图得到例证，见图4。

表1 CIGRE(国际大电网会议)1983年变压器故障调查结果汇总[4]

图4 故障和替换风险比率与使用年限函数表[5]

可以看出旨在瞄准存在风险设备的替换战略(状态评价+预防性撤换)可以有效控制，甚至是减少明显因使用年限而产生的故障比率。但是，作为投资方案比较，这种信息不仅不够充分，而且会误导。我们需要选取一台逐渐老化的变压器的实际故障比率变化过程，在替换战略范围之外评估与延长变压器使用寿命相关的风险。

[6]描述了在保留大量变压器数量的基础上形成的统计分析和故障比率模型。图5清楚地显示，为了准确描绘变压器保留曲线，必须采用一个指数替换比率(故障和预防性撤换)。本文还提供了同样一组变压器保留数据统计结果，其中重大故障和完全替换之间比率为50%。

这种分析所带来的更深层次思考进一步用事实证明了逐渐老化的变压器的实际故障比率持续随着使用年限的增加而提高的假设。同样一次对大量变压器进行的统计分析[7]得出了相同的结论：变压器在服役25年后故障比率稳步提高，多半是由于套管和OLTC问题造成。

图5 大量变压器调查形成的替代比率模型和变压器保留率曲线[6]

最后，最新的可靠性调研表[8]可以用来代表与1983年调研结果相比，更符合现代行为背景的平均故障率。从下面的汇总表(见表2)可以看出，加入了500 kV变压器的故障率。

表2 不同电压等级变压器的平均故障率[8]

依据上述数据和讨论结果，可以采用以下假设条件来评估逐渐老化的230～500 kV等级变压器组的重大故障风险。

(1)整个寿命期内平均故障率：0.7%；

(2)与年限比值的指数曲线呈线性近似；

(3)0～20年故障率保持在0.3%；

(4)超过20年，从0.3%缓慢上升至50年时的1%；

(5)一次事故需耗费的材料和人工费：相当于一台新机组采购成本的40%；

(6)安装备用机组的平均停机时间：7天。

1.3 火灾

尽管因变压器故障而引发重大火灾属于罕见事件，但是在讨论潜在后果时，这种风险在统计时不可被忽略。如表3所示，火灾发生率占高电压变压器组别故障的10%～22%。

表3 加拿大一家大型电力公司的火灾率统计数据(1965—1985年)[9]

尽管配置有标准的防火系统(如防火墙、灭火器等)，仍然可以假设近25%的火灾会造成对相邻机组的附带损害。如果是那样，单独一台应急备用机组是不够用的，停机时间可能会大幅延长。为了量化火灾风险，500kV变压器组的分析可以考虑以下假设条件。

(1)重大故障后火灾发生率：15%；

(2)对临近机组和设备造成火灾损失发生率：25%；

(3)火灾事故造成的平均材料和人工总成本：一台新机组采购费用的80%；

(4)平均停机时间(互换备用+修理/更换临近机组)：60天。

2 净现值分析

我们可以考虑并比较三种投资方案，来选择一种从经济角度考虑最佳的一种方案。本文采用净现值分析方法，计入适用于每种方案的所有成本和可量化风险因子。

三种方案分析描述如下。

(1)维持原状。维持原状是指不采取任何措施来减少变压器故障风险。因此，既然没有更换费用，也没有维护或修理费用，便不会有直接成本影响。但是，由于随着时间推移，变压器的实际故障率风险不断增加，本方案采纳了老机组存在较大故障风险的理论。在整个后续年份里，如果不持续加大维护工作量作预防措施，故障风险会持续增加。因为预计故障停机时间会相对较长，关键构件(特别是老式套管和调压开关)备件的废退及其对熟练工的需求提高了潜在故障的财务影响。

(2)替换一台新变压器。用一台新变压器替换老旧变压器会有较大金额的初始投资。但是，从更换后40年的使用寿命期看，由于新机组与老机组相比，故障率大为降低，且采用了现代化构件而维护工作量减少，因而与变压器故障风险相关的成本大大减少。老变压器油纸绝缘状况和它剩余使用寿命的长短对此方案的经济合理性影响重大。

(3)变压器修理(更换套环和分接开关)。与变压器更换投资相比，对现有变压器进行修理降低了初始投资的财务影响。同时，根据变压器延长寿命方案预估，占变压器重大故障成因2/3的那些构件，如套管和分接开关，会被替换为拥有最先进技术、维护需求小的设备型号。本方案考虑变压器绕组绝缘纸状态良好，能够满足变压器剩余使用周期要求，而不会有大的故障隐患。如果能够降低上面提及的两个重要构件的风险因子，那么变压器故障风险也就大大降低了。可以假设，无论从哪种实际目的而言，经过修理的变压器故障率都无异于一台新变压器。

对铁芯和绕组损耗的惩罚也将计入并运用，以期利用最新技术带来更好工况。事实上，过去几十年来，更优化的设计和新材料的运用已经使损耗大为降低。如图6所示，铁芯损耗已经颇为改观。当这些损耗成本计算入一台修理过的变压器整个寿命期，并转化为固定(实际)费用，可能会累积为较高的费用。因此，在老变压器确定大修方案之前就考虑这个因素非常重要。损耗分析详情参见参考文献[1]。

下文部分对净现值的计算将采用2%作为40年使用寿命期内的膨胀—调节利率。

图6 铁芯损耗演变与制造年份对比[10]

2.1 案例1：1979年产500/230 kV,1 200 MVA变压器组的修理情况

该案例的详细情况在参考文献[2]中已阐述。此变压器组已经运行35年，没有发生重大故障。但是由于其在电网中的战略地位，发生意外停运而产生的经济损失将十分巨大，故2014年决定对其面临的财务风险进行评价。评价所用的主要特征性背景和变压器要素如下。

(1)变压器能动部分和绝缘(油纸)状况评价为非常好。

(2)OLTC型号已过时：已无法获得关键部件和技术支持。另外，故障类型属于问题型，因为它典型地会导致广泛的内部损伤，并对变压器主油箱产生污染。

(3)原套管没有发现可靠性问题，但是考虑其使用年限以及故障(发生火灾高比率)导致的严重后果，决定将更换套管作为此次可靠性提升项目的一部分内容。

(4)任何一次变压器组意外停运都会直接影响电力公司电能外送能力以及相关收入。

(5)停运成本按照电能趸售较低价格范围计算，并假设仅变压器组容量(1 200 MVA)的一部分(50%)用于外送。

表4列出了所有三种方案对应的净现值成本比较，以占一台新机组购置价格的百分比表示。

表4 案例1的三种投资方案比较 %

由表4可以看出，在不考虑故障成本风险的情况下，保持现状方案似乎是财务上最经济的，优于现场修理方案。尽管两者之间的净现值差异较小(55%比49%)，但是这种比较可以视作一种保守评价，因为若计入其它间接故障成本，更能支持此评价结论。

2.2 案例2：1967年产230/130 kV,450 MVA变压器组的替换情况

第二个案例的情况在参考文献[1]中已部分阐述，它证明了净现值分析在投资决策中的重要意义，强调了铁芯和绕组损耗。此案例所用的要素如下。

(1)变压器能动部分和绝缘(油纸)状况评价为非常好。

(2)但是，由于变压器油污染和严重漏油，保持现状的方案也必须考虑安排修理、更换变压器油。

(3)OLTC型号同案例1，有明显的可靠性和可持续性运行问题。

(4)原套管同样有油污染问题，需考虑到修理方案中。

(5)停运间接成本可以记作很小，因为系统有N-1应急方案，直接材料和人工成本将占故障停运经济后果的绝大部分。

(6)修理方案和保持现状方案假设使用寿命为20年，所以在新购置机组方案的剩余价值中需要作调整。

三种方案对应的净现值成本比较结果同样以与购置一台新机组的价格相比所占的百分比表示，如表5所示。如果不考虑故障风险，似乎又是保持现状方案是稍好一些的投资方案。计入故障成本后，三个方案展现了非常相似的财务结果。在这种情况下，我们必须青睐“更换新机组”或者“现场修理”方案，因为未计入的风险因子表示间接成本将更加相应增加这些方案选择的好处。

表5 案例2的三种投资方案比较 %

3 印度尼西亚GITET BANDUNG SELATAN(南万隆超高压)系统案例分析

西爪哇省的南万隆超高压系统GITET BANDUNG SELATAN(BDSLN)是爪哇岛—马都拉岛—巴厘岛电力联网系统的一部分(见图7)。500 kV输电线路是爪哇岛内和爪哇岛—巴厘岛电力系统主网架的最大连接线。500 kV超高压变电站与爪哇岛西部的GITET Saguling超高压变电站以及东部的GITET Mandirancan 超高压变电站相连。

图7 印度尼西亚国家电力公司P3B爪哇岛和巴厘岛输电系统图

南万隆超高压系统GITET Bandung Selatan装有2组500 MVA变压器组(IBT1和IBT变压器2)，去年平均稳态负荷为65%，最大负荷记载为2008年的98%。故障时，20～30%的负荷可以通过启用第二组变压器组来满足，而不会让单相变压器组处于过载状态(最大负荷，但仍然满足技术要求)；剩余的负荷可以切入150 kV电网系统，进入警惕状态。1号和2号变压器组的负荷记录见图8。

印尼国家电力公司PLN计划保持当前设备可靠运行(20～30年)，直到新设备安装完成。期间需通盘分析预算限制和投资决策。

南万隆超高压系统的战略重要性，尤其是发生意外停运会造成收入损失和对印尼国家电力公司PLN公众形象的损害，是决定开展对现有备用变压器进行修理计划讨论的一个重要因素。

表6显示了南万隆超高压系统两组500 MVA变压器组技术参数特性。除了6台单相变压器外，南万隆超高压系统还有一台备用单相变压器(ELIN公司产)，但不宜立即替换。

表6 1号和2号变压器组技术参数

至于服务年限，这些变压器已运行28～31年，没有任何大问题。油中溶解气体分析(DGA)监测显示主要气体都在可接受范围内。所有变压器都进行过一次常规检修，并按照以下计划进行例行检测。

(1)每周：目测检查；

(2)每年：油中溶解气体分析及油样分析；

(3)每两年：保护、绝缘电阻、电力因子和有载调压开关(OLTC)测试；

(4)状态或事件情况时：连续性、动态电阻、绝缘电阻、接触磨损、扫描频率响应分析(SFRA)、比率和绕组电阻测试。

因此，变压器组件的状态评价可以得出结论如下。

(1)绝缘纸：从油样分析看状况良好；

(2)OLTC: 型号过时，已知存在可靠性问题。已经无法从原始设备制造商获取技术支持和备件；

(3)套管：良好；

(4)油品：良好；

(5)渗漏：没有大渗漏；

(6)控制、保护和辅助系统：良好。

简言之，这些机组由于OLTC型号过时，再者由于套管使用年限过长，存在一定脆弱性。修理方案则需要考虑更换这些组件，操作过程中，可以借费用打包同时考虑进行油处理、烘干，还有部分小件修理(如渗漏等)。

不同投资方案的比较以占购置一台新机组所需采购成本的百分比(%)表示，如表7。

4 结语

为了管理好一个变压器群组，会制定总体再投资战略。但是各种不同情况下所作出的老旧变压器正确投资策略却可能大不相同。诸如关键构件的状态(如绕组、套管、OLTC)、铁芯和绕组损耗、物流服务、潜在的收入损失等因素在计算剩余或者即将拥有的设备使用寿命的预期成本时所占权重不同。本文介绍了技术风险将如何影响投资决策的三个典型案例，分别为230和500 kV单相变压器组。

表7 南万隆超高压系统案例的三种投资方案净现值比较 %

不同的风险相关成本用作净现值比较，得出如下结论。

(1)当考虑故障风险成本的时候，对使用年限超过30年的老设备选择“维持现状方案”会十分不利。

(2)“现场修理OLTC和套管方案”是一种对净现值有益的电力变压器投资方案，尤其是对于30-50年使用年限的变压器而言。

(3)对于老变压器而言(使用年限大于50年)，与故障风险相关成本费用的减少可能因为铁芯和绕组的损耗而被冲抵，因此“变压器替换方案”会优于修理方案。

(4)间接成本，如债务、安全、环境问题、公众形象等没有考虑。如果考虑进去这些因素的话，可能会更使其优于“现场修理方案”。

参考文献：

[1] E.Figueroa. Transformer Investments: Losses and Environmental Considerations[C]// Doble User′s Conference, Boston, 2016.

[2]R.Bray. Asset Management Strategy at Manitoba Hydro: Case example of the Refurbishment of Transformers at Dorsey Substation[C]// CIGRE Canada Conference, Winnipeg, 2015.

[3]L.Allard, M.Foata. Vibro-acoustic Diagnostic Contributing to an Optimized Maintenance Strategy[C]// Paper A2-202. CIGRÉ 2010 Session, Paris.

[4]CIGRÉ WG. An International Survey on Failures in Large Transformers in Service[J]. Electra 88, 1983, p.21.

[5]P.Jarman. Transformer Life Prediction Using Data from Units Removed from Service and Thermal Modelling[C]// Paper A2-212. CIGRÉ 2010 Session, Paris.

[6]P.Picher. Use of Health Index and Reliability Data for Transformers Condition Assesment and Fleet Ranking[C]// Paper A2-101, CIGRÉ 2014 Session, Paris.

[7]J.N.Jagers. Transformer Reliability and Condition Assessment in a South African Utility[C]// Paper T6-442, XVth International Symposium on High Voltage Engineering, Slovenia, 2007.

[8]CIGRÉ. Transformer Reliability Survey[J]. Brochure 642, December 2015.

[9]CIGRÉ. Guide for Transformer Fire Safety Practices[J]. Brochure 537, 2013.

[10]CIGRÉ. Guide for Transformer Maintenance[J]. Brochure 445, 2011.

FinancialImpactAssessmentofPowerTransformerInvestmentDecisionTechnologyRisks

Christoph Haering1, Moritz Werner1, Marc Foata1, Ninil Ukhita2

(1. Maschinenfabrik Reinhausen, Regensburg 93059, Germany；2. Perusahaan Listrik Negara)

The life cycle cost estimation is a kind of economic analysis, which evaluates all costs from product purchasing, possessing and disposing, and includes the depreciation needed for reducing all future costs to net present value (NPV). In order to do a thorough analysis, it is necessary to estimate the possible cost of the transformer in its lifetime. Some cost is obvious, easy to calculate (e.g., core loss), and many other types of costs either have no sufficient basis, or are unknown so far, especially those costs associated with the fault risk. In addition to the cost of raw materials, unscheduled maintenance resulting from failures may result in more serious financial and liability consequences. Therefore, the correct assessment of the risk of these outcomes is the cornerstone of any transformer group asset management strategy. From various angles of different schemes, such as small faults, big faults, fire prevention and operation and maintenance costs, etc., this paper examines some typical transformer cases. At the same time, the financial advantages of different investment options (maintenance, replacement or repair) are compared according to the NPV level of the fault risk.

transformer; fault; risk; asset management

10.11973/dlyny201705016

Christoph Haering(1981—)，男，工程师，从事资产管理工作。

TM421

A

2095-1256(2017)05-0560-07

2017-08-18

(本文编辑：杨林青)

电力简讯

上海市就《关于完善本市天然气发电上网电价的通知》(征求意见稿)征求相关发电企业意见

上海市物价局近日就《关于完善本市天然气发电上网电价的通知》(征求意见稿)征求相关发电企业意见。天然气调峰发电机组、天然气热电联产发电机组的两部制电价，天然气分布式发电机组单一制电价均有所调整，并拟建立气电价格联动机制。2017年12月31日之后投产的气电机组将执行燃煤发电标杆上网电价。

《征求意见稿》就天然气发电机组上网电价分为四大类：

(1)天然气调峰发电机组执行两部制价格，容量电价为每千瓦每月44.24元(含税，下同)，电量电价为每千瓦时0.4983元。

(2)天然气热电联产发电机组执行两部制电价，容量电价为每千瓦每月39.54元，电量单价为每千瓦时0.4983元。

(3)天然气分布式发电机组执行单一制电价，每千瓦时0.7655元。

(4)天然气调峰9E系列机组全年发电小时500小时以内电量电价为每千瓦时0.6183元，500小时以外电量电价为每千瓦时0.4983元。(调峰9E机组主要针对的是罗泾等两家电厂，其具有负荷适应性好、启动灵活等方面的优势，考虑机组实际发电效率偏低、发电成本偏高的客观情况，按照全年发电小时500小时给予相对更高的电量电价)

(本刊讯)