全寿命分析在变电站设备改造中的应用

苏哲 陈东明

摘要：近年来，随着我国投运的变电站越来越多，其设备的检修维护成为影响人民正常生活用电的关键因素，变电站设备良好的运行状态是社会安稳生活、安全生产的基石。针对变电站的老旧设备，更换和修理一直是一个存在争议的话题，新设备成本高故障率低，老设备维修成本低但故障率高，为此，本文将全寿命分析引入变电站设备改造方案比选，为变电站老旧设备的改造方案提供依据。

关键词：变电站;老旧设备;故障率;全寿命分析

1 引言

目前，老旧设备改造是运行已达10年甚至20年以上的变电站普遍面临的问题，整体更换老旧设备投资成本高，停电时间长，局部维修亦存在运行可靠性低、潜在故障频发风险。为此，权衡两种改造方案往往成为困扰运检人员的头疼问题。

本文提出将全寿命分析方法应用于变电站老旧设备改造方案比选当中，综合考虑初始投资、运维费用、检修费用、停电损失等方面因素，推选出最适合的改造方式，为运行时间较长变电站的老旧设备改造提供新思路。

2 全寿命分析

目前全寿命分析广泛应用于各行各业，文献[1]利用全寿命分析建立了电池寿命模型;文献[2]借助于全寿命周期成本解决了联合供暖的容量配置问题;文献[3-4]将全寿命周期理念应用于工程造价管理和成本控制，给同行提供了一种有效的成本控制措施。全寿命分析在电力行业也有一定涉及，电气设备的全寿命分析即在设备使用周期年限内，考虑包含初始采购金额、运维检修金额、停电损失、社会影响、报废处置金额等方面综合比较，分析出该电气设备最佳的改造方案。文献[5]提出了一种基于全寿命成本分析的隔离开关消缺策略，即改造相关设备的接线形式以提高运行可靠性;文献[6]利用全寿命周期成本分析对35kV殷镇变电站10kV开关柜进行了消缺分析;文獻[7]提出了一种基于全寿命周期的海上风电敏感性分析。

本文针对老旧电气设备，提出一种基于全寿命分析的改造比选策略，适用于各种类型的电气设备。

3 比选策略概述

首先，本文所指的老旧设备均为运行10年以上，且近年来小型故障较为频繁，但亦可带电工作的设备，以下几种设备应即刻采取整体更换而不考虑大修处理：存在家族性缺陷或生产厂家已经倒闭的设备;年久失修无法通过大修恢复设备使用性能的设备;设备生产工艺老旧，以不能满足新规程运行要求的设备。

针对不在上述故障描述范围内的老旧设备，可提出更换和修理两种改造方案，并根据以下三个方面进行对比分析。第一是安全性能比较（比较改造后的设备对电网安全稳定运行是否存在隐患）、第二是效能比较（比较改造后的设备效能及改造过程的停电损失）、第三是全寿命成本比较（比较改造后在一整个新的寿命周期内设备的全部投资）。综合三个方面得出评价最高的改造方案。

3.1 案例一：220kV香河变无功改造

现状：220kV香河变1号主变10kV侧现配备6Mvar并联电容器3组，无感性无功补偿装置，目前3号电容器运行13年，根据后天监视数据，投切延迟约3分钟，频繁导致站内功率因数不达标。此外香河变低谷负荷时段存在5.36Mvar的感性无功缺额，为此提出两种改造方案。方案一：修理3号电容器并新增1组6Mvar并联电抗器及其出线间隔;方案二：拆除3号电容器并新增1组SVG装置，该装置利用原有3号电容器出线间隔。

安全性能比较：方案一中电容器修理后可满足运行要求，新增的电抗器亦可满足感性无功补偿要求，但无论是电容器还是电抗器都是机械投切，固有延迟在30ms以上，方案二中SVG装置可实现根据系统中无功的缺额平滑调节，不会冲击电网，且投切延迟在5ms以内。因此方案二较方案一在安全性能方面更具优势。

效能比较：方案一中电容器大修计划时间为3-5天，并联电抗器的安装可在不停电的条件下完成，但新增的电抗器出线间隔需与前期10kV开关柜拼接，相应母线所接出线柜需陪停，计划停电时间1-2天;方案二中SVG装置安装，可在不停电的条件下完成，SVG出线柜利用前期3号电容器出线柜，需更换连接电缆，更换时仅断开原3号电容器出线柜内断路器即可，无需相应母线出线柜陪停。因此方案二在效能方面优于方案一。

全寿命成本比较：无功补偿装置按20年生命周期考虑，方案一中，电容器的大修费用约6万元，新增的电抗器费用约80万元，新增的电抗器出线柜费用约8万元，连接电缆约5万元，电容器/电抗器日常大修按4年/次，检修费用约4万元/台，临修按2年/次，检修费用约1万元/台，因此方案一在20年生命周期内合计成本约159万元。方案二中，新增SVG成套装置费用约125万元，连接电缆约5万元，SVG日常大修按5年/次，检修费用约3万元/台，临修按4年/次，检修费用约1万元/台，因此方案二在20年生命周期内合计成本约147万元。综上，虽然方案二在一次性采购成本上费用高于方案一，但考虑20年生命周期内的全部费用，方案二较方案一节约投资12万元。

根据以上全寿命分析得出，方案二在安全性能、效能及寿命成本3个方面较方案一更具优势，推荐采用方案二。

3.2 案例二：220kV双湖变1号主变改造

现状：双湖变1号主变已带电运行22年，目前主要存在套管渗漏油、风扇堵转、及绕组工艺老旧（绕组未采用自粘型换位导线，为单根扁铜线），中压侧抗短路能力不足的缺陷，为此提出两种改造方案。方案一：返厂修理1号主变，更换主变线圈，更换渗漏油套管，将风冷改造为自冷;方案二：拆除1号主变，并采购1台新的自冷主变压器。

安全性能比较：方案一将1号主变返厂修理，更换主变绕组，更换主变绝缘油、密封件，对所有夹件进行紧固等，修理后有效提高设备抗短路性能，提升设备运行可靠性。方案二更换为1台新变压器，新主变在设计参数及制造水平上提高显著，可有效解决220kV双湖变1号主变存在的安全隐患，有利于提高主变长期运行的可靠性和安全性。因此方案一与方案二在安全性能方面等同，并无较大差别。

效能比较：方案一改造后，设备供电可靠性增加，故障停电风险降低，设备等效利用率达到98%以上。减少设备检修运行维护次数，降低了检修运行维护成本。电网安全进一步加强，总体等同于方案二。需要说明的是，结合该站实际运行情况，1号主变返厂修理期间，站内负荷可由2号、3号主变暂代，因此不会发生因大修时间较长所带来的供电损失的情况。若有类似工程，而站内正常运行的变压器无法带全站负荷，则需另行考虑负荷转移方案。

全寿命成本比较：主变压器按30年生命周期考虑，方案一中，主变大修费用费用约220万元，主变返厂运输费用约20万元，修理后的主变将恢复性能指标，日常大修按5年/次，检修费用约4万元/台，临修按3年/次，费用约2万元/台，因此方案一在30年生命周期内合计成本约284万元。方案二中，新购的主变压器约560万元/台，老主变报废可折旧约80万元/台，新主变日常大修按5年/次，检修费用约4万元/台，临修按3年/次，费用约2万元/台，因此方案二在20年生命周期内合计成本约524万元。综上，方案一在寿命周期内成本较方案二节约约140万元。

根据以上全寿命分析得出，方案一在安全性能及效能方面与方案二相同，寿命周期成本较低，因此方案一更具优势，推荐采用方案一。

4 结语

结合以上案例，可见本文所提的全寿命分析可应用于变电站内各种不同类型的老旧设备改造当中，需要注意的是，不同变电站实际情况不同，如站址面积、设备布局、负荷重要性等多方因素，根据不同变电站的实际情况，结合运维人员的经验，应用全寿命分析总结归纳出更加合适的设备改造方案，为变电站的安全稳定运行、人民生產生活供电提供技术保障。

参考文献

[1]徐鑫，张涛，孙中博，李甜甜，高建平.考虑全寿命周期成本的PHEB控制策略[J].现代电子技术，2022，45（07）：174-180.

[2]马奎伦，樊小朝，史瑞静，王维庆，程志江.基于全寿命周期成本的电转热-燃煤/气锅炉联合供暖容量优化配置[J].热力发电2022，1-6.

[3]孙敬.全寿命周期建筑工程造价管理研究[J].工程建设与设计，2022（03）：242-244.

[4]李飞虎.简析基于全寿命周期分析的项目成本控制模型[J].新经济，2014（17）：34.

[5]赵辉程，唐舰.基于LCC的110kV东门变电站隔离开关消缺策略研究[J].供用电，2017，34（04）：88-92.

[6]华梅，苏哲.35kV殷镇变电站10kV开关柜消缺策略研究[J].中国设备工程，2020（06）：151-152.

[7]金长营.海上风电项目全寿命周期的成本构成及其敏感性分析[J].太阳能，2022（03）：10-16.