電力變壓器投資決策技術風險的財務影響評估

Christoph Haering, Moritz Werner, Marc Foata，Ninil Ukhita

(1.德國Maschinenfabrik Reinhausen (德國萊茵豪森機械制造)公司，德國 93059；2.印度尼西亞國家電力公司(PLN))

電力變壓器投資決策技術風險的財務影響評估

Christoph Haering1, Moritz Werner1, Marc Foata1，Ninil Ukhita2

(1.德國Maschinenfabrik Reinhausen (德國萊茵豪森機械制造)公司，德國 93059；2.印度尼西亞國家電力公司(PLN))

全壽命周期成本測算是一種經濟分析過程，它評估產品從購置、擁有到處置的所有成本，計入將所有未來成本折算為凈現值所需的折舊(凈現值NPV或者成本)。為了做好全面分析，必須對變壓器全壽命期內可能發生的成本進行很好的預測。有些成本是顯而易見的，很容易被計算出(如鐵芯損耗)，而很多其他類型成本卻要么無充分依據，或者尚未為人所知，特別是有些與故障風險相關的成本。除了原料成本之外，故障所導致的計劃外檢修可能會產生更為嚴重的財務和責任后果。因此對這種后果所致風險的正確評估是任何一個變壓器群組資產管理戰略的基石。從不同方案的各種角度，小故障、大故障、防火和運維成本增加等，審視幾種典型變壓器案例。同時，按照故障風險的凈現值水平對不同投資選擇(維持現狀，更換或者修理)的財務優點進行比較。

變壓器；故障；風險；資產管理

譯者簡介：王 翀(國網安徽省電力公司)

電力變壓器是十分可靠的設備構件，每年的故障率通常平均遠低于1%。有著如此高的可靠性，非常容易在做更換或修理方案財務評價時將故障成本較實際情況相比有所忽略。如果發生重大故障的可能性非常低，那么相關后果，從另一方面講，可以達到如此之高，以至于導致變壓器整個壽命期內所累積的財務風險(比率*后果)將會變得具備十分重要的財務意義。而且，再考慮一個正在逐漸老化的變壓器群組因素，可以預計到將一臺變壓器的壽命延長至40年以上，明顯意味著最終導致重大故障多發或者其它失能情況的風險在持續增加。

本文介紹了一種故障風險凈現值評估方法和必需假設條件，以使故障風險影響可以全部納入投資決策過程。僅僅考慮直接的物質成本和收入損失是不夠的，還有其他與責任、安全、環境問題和公眾形象相關的更為重要的后果，但是這些都太過主觀，且各具特點，無法在分析中包含。但是，所有本文中提及的230 kV和500 kV單相變壓器庫的案例示例，大家都可以理解為所列出的故障成本可以被視作各種情況下所有財務風險的最低限度值。

1 故障風險分析

1.1 小故障

關于變壓器小故障的公開統計數據極少，參考文獻[3]是加拿大一家大型電力公司提供的部分數據，其運行的常規變壓器超過1 200臺，電壓等級最高達735 kV。

假設將小故障的定義如下：由于功能故障導致的強迫停運，但是可以通過一個簡單的操作即可恢復，譬如更換或者調整某個部件。停運時間通常在數小時至一天左右。

那么可以將造成小故障的各種原因進行分解如圖1所示。由圖1可知，可以看出上述定義的小故障絕大多數情況是和OLTC(有載調壓開關)的傳動機械系統和控制故障以及漏油有關。圖2標示了OLTC的使用年限與發生小故障可能性之間關系的統計數據。

圖1 每個部件引發小故障的比率統計[3]

圖2 OLTC小故障比率統計[3]

由圖2可以看出，OLTC小故障比率在頭20年保持在3%左右，但是當設備使用至50年時，將會逐步升高至15%。

除了OLTC小故障之外，其它的故障類型也需要考慮，譬如漏油、變壓器控制和表計故障等。因此，對于接下來的分析，需要采用下列的參數作為保守預測，來評估小故障的總體成本。

(1) 0～20年使用期：小故障比率保持在4%

(2) 20～50年使用期：小故障比率從4%增加到20%

(3) 平均故障停運時長：4 h。

1.2 重大故障

同樣從參考文獻[3]，采用以下對重大故障的定義，該大型電力公司108次故障的成因分類可以細化分解如圖3所示。

重大故障定義：不得不停運，來更換設備或者為修理設備內部損傷開展重要工作。停運時間通常在幾天至一周之間。

圖3 重大故障分析[3]

由圖3可以看出，套管問題和OLTC問題占故障成因的2/3，此數據與其他調查數據相吻合。OLTC問題和套管問題之間的比率因情況不同而不同，但是這兩個因素加起來總是占重大故障成因的50-80%。

但是，不同的可靠性調查數據和變壓器重大故障之間的相互關系卻呈現了明顯的不一致性。例如，1983年開展的最具價值的一次調研結果清晰地顯示，電壓等級較高的變壓器確實呈現出隨使用年限增長而故障風險提高的特性，如表1所示。在興趣范圍內(500 kV)，年風險比率從頭5年的1.9%提高到服役10～20年之后的3.2%。

盡管這些數據現在已經過時了，但是如今的維修技術和資產管理戰略從很大程度上說是自此次調查階段演化而來，而且如今的替換策略并沒有對故障比率趨勢存偏見。事實上，近年的一些調查也同樣顯示故障比率和使用年限并不相關，也就是說，它在變壓器使用壽命內保持一個十分恒定的比率水平，而非呈現典型的浴盆式故障率曲線。這可以通過參考文獻[5]中的故障比率圖得到例證，見圖4。

表1 CIGRE(國際大電網會議)1983年變壓器故障調查結果匯總[4]

圖4 故障和替換風險比率與使用年限函數表[5]

可以看出旨在瞄準存在風險設備的替換戰略(狀態評價+預防性撤換)可以有效控制，甚至是減少明顯因使用年限而產生的故障比率。但是，作為投資方案比較，這種信息不僅不夠充分，而且會誤導。我們需要選取一臺逐漸老化的變壓器的實際故障比率變化過程，在替換戰略范圍之外評估與延長變壓器使用壽命相關的風險。

[6]描述了在保留大量變壓器數量的基礎上形成的統計分析和故障比率模型。圖5清楚地顯示，為了準確描繪變壓器保留曲線，必須采用一個指數替換比率(故障和預防性撤換)。本文還提供了同樣一組變壓器保留數據統計結果，其中重大故障和完全替換之間比率為50%。

這種分析所帶來的更深層次思考進一步用事實證明了逐漸老化的變壓器的實際故障比率持續隨著使用年限的增加而提高的假設。同樣一次對大量變壓器進行的統計分析[7]得出了相同的結論：變壓器在服役25年后故障比率穩步提高，多半是由于套管和OLTC問題造成。

圖5 大量變壓器調查形成的替代比率模型和變壓器保留率曲線[6]

最后，最新的可靠性調研表[8]可以用來代表與1983年調研結果相比，更符合現代行為背景的平均故障率。從下面的匯總表(見表2)可以看出，加入了500 kV變壓器的故障率。

表2 不同電壓等級變壓器的平均故障率[8]

依據上述數據和討論結果，可以采用以下假設條件來評估逐漸老化的230～500 kV等級變壓器組的重大故障風險。

(1)整個壽命期內平均故障率：0.7%；

(2)與年限比值的指數曲線呈線性近似；

(3)0～20年故障率保持在0.3%；

(4)超過20年，從0.3%緩慢上升至50年時的1%；

(5)一次事故需耗費的材料和人工費：相當于一臺新機組采購成本的40%；

(6)安裝備用機組的平均停機時間：7天。

1.3 火災

盡管因變壓器故障而引發重大火災屬于罕見事件，但是在討論潛在后果時，這種風險在統計時不可被忽略。如表3所示，火災發生率占高電壓變壓器組別故障的10%～22%。

表3 加拿大一家大型電力公司的火災率統計數據(1965—1985年)[9]

盡管配置有標準的防火系統(如防火墻、滅火器等)，仍然可以假設近25%的火災會造成對相鄰機組的附帶損害。如果是那樣，單獨一臺應急備用機組是不夠用的，停機時間可能會大幅延長。為了量化火災風險，500kV變壓器組的分析可以考慮以下假設條件。

(1)重大故障后火災發生率：15%；

(2)對臨近機組和設備造成火災損失發生率：25%；

(3)火災事故造成的平均材料和人工總成本：一臺新機組采購費用的80%；

(4)平均停機時間(互換備用+修理/更換臨近機組)：60天。

2 凈現值分析

我們可以考慮并比較三種投資方案，來選擇一種從經濟角度考慮最佳的一種方案。本文采用凈現值分析方法，計入適用于每種方案的所有成本和可量化風險因子。

三種方案分析描述如下。

(1)維持原狀。維持原狀是指不采取任何措施來減少變壓器故障風險。因此，既然沒有更換費用，也沒有維護或修理費用，便不會有直接成本影響。但是，由于隨著時間推移，變壓器的實際故障率風險不斷增加，本方案采納了老機組存在較大故障風險的理論。在整個后續年份里，如果不持續加大維護工作量作預防措施，故障風險會持續增加。因為預計故障停機時間會相對較長，關鍵構件(特別是老式套管和調壓開關)備件的廢退及其對熟練工的需求提高了潛在故障的財務影響。

(2)替換一臺新變壓器。用一臺新變壓器替換老舊變壓器會有較大金額的初始投資。但是，從更換后40年的使用壽命期看，由于新機組與老機組相比，故障率大為降低，且采用了現代化構件而維護工作量減少，因而與變壓器故障風險相關的成本大大減少。老變壓器油紙絕緣狀況和它剩余使用壽命的長短對此方案的經濟合理性影響重大。

(3)變壓器修理(更換套環和分接開關)。與變壓器更換投資相比，對現有變壓器進行修理降低了初始投資的財務影響。同時，根據變壓器延長壽命方案預估，占變壓器重大故障成因2/3的那些構件，如套管和分接開關，會被替換為擁有最先進技術、維護需求小的設備型號。本方案考慮變壓器繞組絕緣紙狀態良好，能夠滿足變壓器剩余使用周期要求，而不會有大的故障隱患。如果能夠降低上面提及的兩個重要構件的風險因子，那么變壓器故障風險也就大大降低了。可以假設，無論從哪種實際目的而言，經過修理的變壓器故障率都無異于一臺新變壓器。

對鐵芯和繞組損耗的懲罰也將計入并運用，以期利用最新技術帶來更好工況。事實上，過去幾十年來，更優化的設計和新材料的運用已經使損耗大為降低。如圖6所示，鐵芯損耗已經頗為改觀。當這些損耗成本計算入一臺修理過的變壓器整個壽命期，并轉化為固定(實際)費用，可能會累積為較高的費用。因此，在老變壓器確定大修方案之前就考慮這個因素非常重要。損耗分析詳情參見參考文獻[1]。

下文部分對凈現值的計算將采用2%作為40年使用壽命期內的膨脹—調節利率。

圖6 鐵芯損耗演變與制造年份對比[10]

2.1 案例1：1979年產500/230 kV,1 200 MVA變壓器組的修理情況

該案例的詳細情況在參考文獻[2]中已闡述。此變壓器組已經運行35年，沒有發生重大故障。但是由于其在電網中的戰略地位，發生意外停運而產生的經濟損失將十分巨大，故2014年決定對其面臨的財務風險進行評價。評價所用的主要特征性背景和變壓器要素如下。

(1)變壓器能動部分和絕緣(油紙)狀況評價為非常好。

(2)OLTC型號已過時：已無法獲得關鍵部件和技術支持。另外，故障類型屬于問題型，因為它典型地會導致廣泛的內部損傷，并對變壓器主油箱產生污染。

(3)原套管沒有發現可靠性問題，但是考慮其使用年限以及故障(發生火災高比率)導致的嚴重后果，決定將更換套管作為此次可靠性提升項目的一部分內容。

(4)任何一次變壓器組意外停運都會直接影響電力公司電能外送能力以及相關收入。

(5)停運成本按照電能躉售較低價格范圍計算，并假設僅變壓器組容量(1 200 MVA)的一部分(50%)用于外送。

表4列出了所有三種方案對應的凈現值成本比較，以占一臺新機組購置價格的百分比表示。

表4 案例1的三種投資方案比較 %

由表4可以看出，在不考慮故障成本風險的情況下，保持現狀方案似乎是財務上最經濟的，優于現場修理方案。盡管兩者之間的凈現值差異較小(55%比49%)，但是這種比較可以視作一種保守評價，因為若計入其它間接故障成本，更能支持此評價結論。

2.2 案例2：1967年產230/130 kV,450 MVA變壓器組的替換情況

第二個案例的情況在參考文獻[1]中已部分闡述，它證明了凈現值分析在投資決策中的重要意義，強調了鐵芯和繞組損耗。此案例所用的要素如下。

(1)變壓器能動部分和絕緣(油紙)狀況評價為非常好。

(2)但是，由于變壓器油污染和嚴重漏油，保持現狀的方案也必須考慮安排修理、更換變壓器油。

(3)OLTC型號同案例1，有明顯的可靠性和可持續性運行問題。

(4)原套管同樣有油污染問題，需考慮到修理方案中。

(5)停運間接成本可以記作很小，因為系統有N-1應急方案，直接材料和人工成本將占故障停運經濟后果的絕大部分。

(6)修理方案和保持現狀方案假設使用壽命為20年，所以在新購置機組方案的剩余價值中需要作調整。

三種方案對應的凈現值成本比較結果同樣以與購置一臺新機組的價格相比所占的百分比表示，如表5所示。如果不考慮故障風險，似乎又是保持現狀方案是稍好一些的投資方案。計入故障成本后，三個方案展現了非常相似的財務結果。在這種情況下，我們必須青睞“更換新機組”或者“現場修理”方案，因為未計入的風險因子表示間接成本將更加相應增加這些方案選擇的好處。

表5 案例2的三種投資方案比較 %

3 印度尼西亞GITET BANDUNG SELATAN(南萬隆超高壓)系統案例分析

西爪哇省的南萬隆超高壓系統GITET BANDUNG SELATAN(BDSLN)是爪哇島—馬都拉島—巴厘島電力聯網系統的一部分(見圖7)。500 kV輸電線路是爪哇島內和爪哇島—巴厘島電力系統主網架的最大連接線。500 kV超高壓變電站與爪哇島西部的GITET Saguling超高壓變電站以及東部的GITET Mandirancan 超高壓變電站相連。

圖7 印度尼西亞國家電力公司P3B爪哇島和巴厘島輸電系統圖

南萬隆超高壓系統GITET Bandung Selatan裝有2組500 MVA變壓器組(IBT1和IBT變壓器2)，去年平均穩態負荷為65%，最大負荷記載為2008年的98%。故障時，20～30%的負荷可以通過啟用第二組變壓器組來滿足，而不會讓單相變壓器組處于過載狀態(最大負荷，但仍然滿足技術要求)；剩余的負荷可以切入150 kV電網系統，進入警惕狀態。1號和2號變壓器組的負荷記錄見圖8。

印尼國家電力公司PLN計劃保持當前設備可靠運行(20～30年)，直到新設備安裝完成。期間需通盤分析預算限制和投資決策。

南萬隆超高壓系統的戰略重要性，尤其是發生意外停運會造成收入損失和對印尼國家電力公司PLN公眾形象的損害，是決定開展對現有備用變壓器進行修理計劃討論的一個重要因素。

表6顯示了南萬隆超高壓系統兩組500 MVA變壓器組技術參數特性。除了6臺單相變壓器外，南萬隆超高壓系統還有一臺備用單相變壓器(ELIN公司產)，但不宜立即替換。

表6 1號和2號變壓器組技術參數

至于服務年限，這些變壓器已運行28～31年，沒有任何大問題。油中溶解氣體分析(DGA)監測顯示主要氣體都在可接受范圍內。所有變壓器都進行過一次常規檢修，并按照以下計劃進行例行檢測。

(1)每周：目測檢查；

(2)每年：油中溶解氣體分析及油樣分析；

(3)每兩年：保護、絕緣電阻、電力因子和有載調壓開關(OLTC)測試；

(4)狀態或事件情況時：連續性、動態電阻、絕緣電阻、接觸磨損、掃描頻率響應分析(SFRA)、比率和繞組電阻測試。

因此，變壓器組件的狀態評價可以得出結論如下。

(1)絕緣紙：從油樣分析看狀況良好；

(2)OLTC: 型號過時，已知存在可靠性問題。已經無法從原始設備制造商獲取技術支持和備件；

(3)套管：良好；

(4)油品：良好；

(5)滲漏：沒有大滲漏；

(6)控制、保護和輔助系統：良好。

簡言之，這些機組由于OLTC型號過時，再者由于套管使用年限過長，存在一定脆弱性。修理方案則需要考慮更換這些組件，操作過程中，可以借費用打包同時考慮進行油處理、烘干，還有部分小件修理(如滲漏等)。

不同投資方案的比較以占購置一臺新機組所需采購成本的百分比(%)表示，如表7。

4 結語

為了管理好一個變壓器群組，會制定總體再投資戰略。但是各種不同情況下所作出的老舊變壓器正確投資策略卻可能大不相同。諸如關鍵構件的狀態(如繞組、套管、OLTC)、鐵芯和繞組損耗、物流服務、潛在的收入損失等因素在計算剩余或者即將擁有的設備使用壽命的預期成本時所占權重不同。本文介紹了技術風險將如何影響投資決策的三個典型案例，分別為230和500 kV單相變壓器組。

表7 南萬隆超高壓系統案例的三種投資方案凈現值比較 %

不同的風險相關成本用作凈現值比較，得出如下結論。

(1)當考慮故障風險成本的時候，對使用年限超過30年的老設備選擇“維持現狀方案”會十分不利。

(2)“現場修理OLTC和套管方案”是一種對凈現值有益的電力變壓器投資方案，尤其是對于30-50年使用年限的變壓器而言。

(3)對于老變壓器而言(使用年限大于50年)，與故障風險相關成本費用的減少可能因為鐵芯和繞組的損耗而被沖抵，因此“變壓器替換方案”會優于修理方案。

(4)間接成本，如債務、安全、環境問題、公眾形象等沒有考慮。如果考慮進去這些因素的話，可能會更使其優于“現場修理方案”。

參考文獻：

[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，工程師，從事資產管理工作。

TM421

A

2095-1256(2017)05-0560-07

2017-08-18

(本文編輯：楊林青)

電力簡訊

上海市就《關于完善本市天然氣發電上網電價的通知》(征求意見稿)征求相關發電企業意見

上海市物價局近日就《關于完善本市天然氣發電上網電價的通知》(征求意見稿)征求相關發電企業意見。天然氣調峰發電機組、天然氣熱電聯產發電機組的兩部制電價，天然氣分布式發電機組單一制電價均有所調整，并擬建立氣電價格聯動機制。2017年12月31日之后投產的氣電機組將執行燃煤發電標桿上網電價。

《征求意見稿》就天然氣發電機組上網電價分為四大類：

(1)天然氣調峰發電機組執行兩部制價格，容量電價為每千瓦每月44.24元(含稅，下同)，電量電價為每千瓦時0.4983元。

(2)天然氣熱電聯產發電機組執行兩部制電價，容量電價為每千瓦每月39.54元，電量單價為每千瓦時0.4983元。

(3)天然氣分布式發電機組執行單一制電價，每千瓦時0.7655元。

(4)天然氣調峰9E系列機組全年發電小時500小時以內電量電價為每千瓦時0.6183元，500小時以外電量電價為每千瓦時0.4983元。(調峰9E機組主要針對的是羅涇等兩家電廠，其具有負荷適應性好、啟動靈活等方面的優勢，考慮機組實際發電效率偏低、發電成本偏高的客觀情況，按照全年發電小時500小時給予相對更高的電量電價)

(本刊訊)