南北朝齐废帝:基于PTLoad的变压器寿命评估的研究

张星海　蒋　伟　王红梅　刘　凡　陈洪波
(四川省电力公司　四川省　成都市　610000)
【摘　要】变压器寿命评估是以变压器在各种负荷及周边环境下多个生命体征为基础量，进行其寿命损耗或寿命损耗预期的计算与分析，为供电企业制定科学的运行、检修策略提供依据。从而统筹处理好安全、寿命和周期成本三者的关系，实现变压器资产的全过程、精益化管理。本文基于PTLoad软件开展了变压器寿命评估的研究，并进行了实例分析。
【关键词】变压器寿命评估　检修策略　温升　微水扩散　在线监测
0　引言
变压器寿命评估是以变压器在各种负荷及周边环境下多个生命体征为基础量，进行其寿命损耗或寿命损耗预期的计算与分析，为供电企业制定科学的运行、检修策略提供依据。从而统筹处理好安全、寿命和周期成本三者的关系，实现变压器资产的全过程、精益化管理[1-4]。将变压器寿命评估纳入状态评价，结合其他状态量，能够对该变压器实际的生命体征做出更加准确的判断，以此为基础的状态检修策略能更有效提高变电设备的安全运行可靠性。针对老旧变压器，不同运行工况及不同运行环境将更大程度的影响其生命损失，这种情况下充分考虑变压器的寿命评估，将更有利于直接掌握老旧变压器的生命体征，从而制定出符合不同运行寿命的变压器的检修策略，更好地解决电网内老旧变压器的运行问题[5-7]。
本文基于PTLoad软件开展了变压器寿命评估的研究，并进行了实例分析。
1　变压器寿命评估
对电力变压器进行寿命评估采用多种计算模式。首先是在得到某天24小时的环境温度和负荷数据基础上，计算电力变压器对应的油温、热点温度以及是否产生气泡;其次，在一段时间的数据，包括环境温度，负荷情况等的基础上，展开寿命损耗计算，计算结果是这台变压器剩余的使用寿命，这可为延长变压器使用寿命提供非常重要的依据。此外在线路或变压器出现紧急故障负荷急剧增加时也可以通过计算来获得重要结论，如变压器出现的最高温度以及气泡是否形成，以上几种模式所得到的分析计算结果纳入寿命损失等级进行考虑。
2　实例分析
110kV荔枝巷变电站是位于成都市中心区域的重要变电站，主要向春熙路的商业核心区供电，1、2号主变均为进口主变，1987年投运，运行时间较长，从2007年开始主变本体油逐渐出现劣化，油酸值增加、pH值大幅降低，油介质损耗因数不合格，油色由淡黄变至棕红色，后经中试所对油中抗氧化剂T501含量及油中糠醛含量进行了测定，测定结果为零。荔枝巷两台变压器的制造厂质量保证期为20年，由于出现本体油及绝缘密封件在运行超过20年后出现的情况。利用PTload变压器分析软件，对荔枝巷两台主变的运行状况及运行控制要求进行分析计算，可以有效地防止及控制变压器运行超过常规绝缘寿命周期风险。
表1　110kV荔枝巷站主变参数
型号 PDOR 31500/110 投运　　时间 1987.09
冷却方式 ONAF/ONAN　　ONAN:24MVA 额定电压 110/10.5kV
空载损耗 16.7 kW 负载　　损耗 169.1kW
阻抗电压 10.6% 油面　　温升 65k
由于110kV荔枝巷变电站负荷比较典型的特征，单日负荷率仅为60%左右，且负荷高低取决于外部环境温度。因此本次计算采用了3个较为典型的负荷日，分别是冬季典型负荷，春季典型负荷，夏季最高负荷。
2.1　冬季典型负荷计算情况
最高顶层油温限制85度，热点温度限制110度，24小时累积寿命损失小于0.01%情况下计算变压器的负荷能力：
经过PTLoad计算后可知，变压器最大负荷可以达到39.57MVA。此时变压器最高热点温度为110度，顶层油温最高为80.19，24小时累积寿命损失为0.00335%。变压器24小时内顶层油温和热点温度曲线如下：

 
图1　油温和热点温度曲线(冬季负荷)
变压器24小时内累积寿命损失曲线如下：
 

 
图2　24小时内累积寿命损失(冬季负荷)
 
2.2　春季典型负荷计算情况
 
最高顶层油温限制85℃，热点温度限制110℃，24小时累积寿命损失小于0.01%情况下计算变压器的负荷能力：
 
经过PTLoad计算后可知，变压器最大负荷可以达到37.84MVA。此时变压器最高热点温度为110℃，顶层油温最高为78.59℃，24小时累积寿命损失为0.00447%。
 
变压器24小时内顶层油温和热点温度曲线如下：
 

图3　油温和热点温度曲线(春季负荷)
变压器24小时内累积寿命损失曲线如下：
 

图4　24小时内累积寿命损失(春季负荷)
 
2.3　夏季典型负荷计算情况
 
最高顶层油温限制85℃，热点温度限制110℃，24小时累积寿命损失小于0.01%情况下计算变压器的负荷能力。
经过PTLoad计算后可知，变压器最大负荷可以达到31.81MVA。此时变压器最高热点温度为107.7℃，顶层油温最高为85℃，24小时累积寿命损失为0.00293%。
 
变压器24小时内顶层油温和热点温度曲线如下：
 

 
图5　油温和热点温度曲线(夏季负荷)
变压器24小时内累积寿命损失曲线如下：
 

图6　24小时内累积寿命损失(夏季负荷)
 
2.4　计算结果分析
 
通过上述计算，可以看出荔枝巷主变在正常运行的情况下，如在春冬季温度正常温度负荷情况，即使是在急救性负载下，主变的寿命折损较低，累积寿命损失很小。但是在夏季高温高负荷的情况下，如果出现超载的情况，变压器的寿命损失将大大增加，极大地影响变压器的寿命，而控制主变上层油温不超过85℃，变压器寿命损失基本是按照正常的折损计算。但如果在这种极端情况下，再出现主变承受急救性负载的情况，即使短短的10分钟，也会使得主变寿命损失超过正常损失的近百倍，增加主变压器运行超过常规绝缘寿命周期风险。
通过计算可以看出，荔枝巷1、2号主变虽已经运行达到23年，但由于其负荷的特殊性，除在夏季会出现制冷负荷激增的情况，其他情况下变压器的热点温度及寿命损失都不大，完全可以在严格控制超负荷的情况下继续运行。当然在实际生产过程中，由于变压器运行时间长，必须要加强设备的技术监督工作，开展各种有效的诊断，严格控制不良工况的发生，防止设备发生突发性故障。
 
3　存在的问题及改进方向
 
3.1　存在的问题
 
由于基于寿命评估的变压器状态检修策略的应用是新兴课题，尚没有可借鉴和操作的具体标准和规程。四川省电力公司通过与美国电力科学研究院(EPRI)长期的深入合作和研究，在四川电网内多个电业局开展了试点的分析工作，但总体控制体系与标准尚待进一步完善。同时，实现变压器设备全寿命周期管理还有很多的基础工作有待深入继续开展。
 
3.2　改进的方向
为使基于寿命评估的变压器状态检修成为分工明确、制度完整、标准统一的体系，应对电力变压器的检修和运行情况做进一步总结完善和推广应用，严格按照变压器设备全寿命周期管理的要求进行基础建设。同时充分征求变压器状态检修执行体系中各个单位、部门的意见和建议，使基于寿命评估的变压器状态检修策略成为今后变电检修的基础，提高在运变压器尤其是老旧变压器的稳定运行能力，降低变压器运行检修成本，延长变压器使用寿命，积极有序地推动变压器设备全寿命周期管理工作的开展。在状态检修工作中，还可进一步量化变压器的实际运行情况，可以有针对性的对变压器开展检修，避免出现过度维修的情况，真正做到“应修必修、修必修好”。
4　结论
PTLoad能够较准确的记录变压器在给定负荷曲线和环境温度条件下的热点温度、油温以及寿命损失情况。由于主变的负荷每年在一定程度上具有周期性特点，因此，在每年高峰负荷来临之前，可以比较有效的预测变压器的顶层油温情况以及寿命损失情况，有利于变压器的安全运行和负荷调度。PTLoad软件还能够较准确的计算出变压器在限定最高油温和热点温度情况下的最大过负荷能力。对于在电网发生故障时，进行短时急救负载具有一定的指导意义。
参考文献
 
[1] Heywood R J, Emsley A M, Ali M. Degradation of cellulosic insulation in power transformers. Part 1: factors affecting the measurement of the average viscometric degree of polymerisation of new and aged electrical papers. IEE Proceedings: Science, Measurement and Technology, 2000, 147(2): 86～90.
[2] Susa D, Lehtonen M, Nordman H. Dynamic thermal modeling of distribution transformers. IEEE Trans on Power Delivery, 2005, 20(3): 1919～1929..
[3] 郭永基. 中小容量电力变压器寿命评估的新方法. 电力系统自动化, 2001, 25(21): 38～41.
[4] 孙才新, 陈伟根, 李俭, 等. 电气设备油中气体在线监测与故障诊断技术. 北京:科学出版社, 2003.
 
[5] 吴广宁. 电气设备状态监测的理论与实践. 北京: 清华大学出版社, 2006.
[6] 王秀春, 张志霄, 毛一之. 自冷变压器绕组加导向结构的换热性能数值研究. 变压器, 2001, (10): 19～24.
[7] Thang K F, Aggarwal R K, McGrail A J, et al. Analysis of power transformer dissolved gas data using the self-organizing map. IEEE Transactions on Power Delivery, 2003, 18(4): 1241～1248.