Главная » Криптовалюты

Энергоэффективные трансформаторы срок окупаемости

Содержание
  1. Техническая надежность и экономическая окупаемость трансформаторов АББ
  2. Выбор поставщика сухих энергоэффективных трансформаторов
  3. Энергоэффективные трансформаторы срок окупаемости
  4. Трансформаторное оборудование
  5. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ Технические решения для повышения энергоэффективности сети
  6. ПРОБЛЕМЫ
  7. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
  8. ПРЕДЛОЖЕНИЯ
  9. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ
  10. ВЫВОДЫ
  11. ЛИТЕРАТУРА

Техническая надежность и экономическая окупаемость трансформаторов АББ

Трансформатор является одним из важнейших элементов, обеспечивающий надежную поставку электроэнергии с любых генерирующих электростанций. Экономическая эффективность работы электростанции во многом определяется потерями в трансформаторах, а также их надежной и безаварийной работой.

Несмотря на кажущуюся простоту конструкции, современные технологии позволяют значительно повысить эксплуатационные параметры трансформаторного оборудования. Необходимость модернизации и переоснащения оборудования на тепловых электростанциях и электроцентралях в России обусловлена износом оборудования, установленного 30, 40 и даже более лет назад.

Компания АББ – ведущий производитель трансформаторного оборудования в мире – успешно реализовала целый ряд проектов по поставке силовых трансформаторов в России. Инвестиции в новое трансформаторное оборудование от АББ окупаются за счет повышенной экономической эффективности. Расчеты показывают, что низкий уровень потерь холостого хода и потерь короткого замыкания трансформаторов АББ снижают стоимостные потери энергии до 30%, а срок окупаемости трансформатора наступает на 5-7 год эксплуатации при необходимости более высоких инвестиций (см. График 1).

Необходимо отметить высокую стойкость трансформаторов АББ к режимам коротких замыканий. Это позволяет значительно снизить вероятность серьезных капиталовложений на ремонт оборудования после аварийных режимов на электростанции и обеспечивает более быстрый выход в рабочий режим после аварии. Немаловажным достоинством является и безопасность эксплуатации в нормальных и аварийных режимах.

На предприятия тепло-энергетического комплекса России с 2000-х гг компания АББ поставила несколько десятков силовых трансформаторов суммарной мощностью более 3000 МВА. Все проекты стали уникальными в своем роде, так как компания может спроектировать и изготовить трансформатор любой номинальной мощности и напряжения.

Входные данные

Трансформатор АББ

Трансформатор не АББ

Относительная разница, в %

Источник

Выбор поставщика сухих энергоэффективных трансформаторов

Таблица 1. Потери холостого хода и короткого замыкания по документу гармонизации ЕЭС HD538.

Мощность, кВА 100 160 250 400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 3150
Потери х.х., кВт 0,280 0,350 0,520 0,750 1,1 1,3 1,55 1,8 2,2 2,6 3,1 3,8
Потери к.з., кВт 75°C 1,575 2,275 2,975 3,95 6,2 7 7,875 9,625 11,375 14 16,625 19,25
Потери к.з., кВт 120°C 1,8 2,6 3,4 4,5 7,1 8 9 11 13 16 19 22
Ток х.х., % 1 0,9 0,8 0,8 0,8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4
Напряжение к.з., % 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
S =100 кВА Pхх 250 Вт,
Pкз 1750 Вт;
S = 160 кВА Pхх 375 Вт,
Pкз 2350 Вт;
S = 250 кВА Pхх 530 Вт,
Pкз 3250 Вт;
S = 400 кВА Pхх 650 Вт,
Pкз 4600 Вт;
S = 630 кВА Pхх 800 Вт,
Pкз 6750 Вт;
S = 1000 кВА Pхх 1100 Вт,
Pкз 10500 Вт;
S = 1600 кВА Pхх 1700 Вт,
Pкз 17000 Вт;
S = 2500 кВА Pхх 2450 Вт,
Pкз 25500 Вт

Сухие распределительные трансформаторы производят следующие заводы (в РФ и в государствах Таможенного союза):

  • АО «ХК «Электрозавод», г. Москва;
  • ООО «Трансформер», г. Подольск, МО
  • ЗАО «ГК «Электрощит» — ТМ Самара» , г. Самара;
  • ОАО «Электрощит», г. Чехов, МО;
  • АО «Группа «СВЭЛ», г. Екатеринбург;
  • АО «Уралэлектротяжмаш-Гидромаш», г. Екатеринбург;
  • ООО «Электрофизика», г. С. –Петербург;
  • МЭТЗ им. В.И. Козлова, г. Минск РБ;
  • АО «Кентауский трансформаторный завод», г. Кентау, РК;
  • АО «Уральский трансформаторный завод», г. Уральск, РК;
  • ООО «Завод Силовые Трансформаторы», г. Курган;
  • ООО «ПК «Славэнерго», г. Ярославль;
  • ООО «Проектэлектротехника», г. Шумерля, Чувашская Республика;
  • ООО «Завод «Электромашина», г. Кемерово;

Таблиц 3. Среднерыночная стоимость трансформаторов ТСЛ.

Мощность, кВА 160 250 400 630 1000 1250 1600 2500
Цена, руб. с НДС 20% 320 000 440 000 560 000 715 000 930 000 1115 000 1 300 000 1 700 000

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

  • По цене 946 000 руб. с НДС 20% с характеристиками Рхх=1500 Вт Ркз=9000 Вт
  • По цене 800 000 руб. с НДС 20% с характеристиками Рхх=2150 Вт Ркз=8400 Вт

Оба варианта не удовлетворяют требованиям по потерям х.х., но представляются очень выгодными по потерям к.з.

Выберем за базу среднерыночную цену трансформатора ТСЛ-1000/10 с характеристиками Рхх=2100 Вт Ркз=9000 Вт. Цена на рынке такого трансформатора составляет 930 000 руб. с НДС 20%. Для анализа адекватности представленных цен будем использовать эту цену

По модели работы [6] определим адекватные цены вариантов 1 и 2.

Адекватная цена первого варианта по сравнению с базовым среднерыночным вариантом должна составлять 970 000 руб. с НДС 20%.

Адекватная цена второго варианта по сравнению с базовым среднерыночным вариантом должна составлять 1 335 000 руб. С НДС 20%.

Как видим, цена второго предложенного варианта явно неадекватна заявленным техническим характеристикам. Вполне возможно, что мощность реально изготовленного трансформатора ниже заявленной номинальной. В результате трансформатор может перегреваться в процессе работы и, в конечном счете выйти из строя. Целесообразно остановиться на первом предложенном варианте.

По формулам, приведенным в [5], рассчитываем экономический эффект от использования энергоэффективного трансформатора и срок окупаемости инвестиций в энергоэффективное оборудование.

Для выбранного энергоэффективного сухого распределительного трансформатора ТСЛ-1000/10 полный дисконтированный доход от применения энергоэффективного трансформатора (экономический эффект от снижения полной стоимости владения энергоэффективным трансформатором) по сравнению со стандартным трансформатором составил 271 000 руб.

Срок окупаемости инвестиций в энергоэффективный сухой распределительный трансформатор по сравнению со стандартным (не энергоэффективным) составил 0,62 года.

Источник

Энергоэффективные трансформаторы срок окупаемости

Трансформаторное оборудование

В настоящее время силовые трансформаторы в российских распределительных сетях имеют значительный срок эксплуатации, что требует финансовых затрат электросетевых организаций на их обслуживание и ремонт, а также негативно влияет на надежность энергоснабжения потребителей.

На примере филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» Светлана Петровна Высогорец и Дмитрий Иванович Никонов показывают, что анализ энергоэффективности силовых трансформаторов 6–10 кВ и прогноз роста потерь в зависимости от срока их эксплуатации, – основа для планирования затрат на модернизацию оборудования распределительных сетей.

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
Технические решения для повышения энергоэффективности сети

Светлана Высогорец, к.т.н., главный специалист ОАО «МРСК Северо-Запада»
Дмитрий Никонов, первый заместитель генерального директора – главный инженер ОАО «МРСК Северо-Запада»
г. Санкт-Петербург

В сетях 6–10 кВ филиала «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» около 47% трансформаторов имеют срок эксплуатации свыше 30 лет (рис. 1). При этом основная часть трансформаторов имеет срок эксплуатации от 26 до 40 лет, что указывает на достаточно активное развитие электросетевого комплекса Республики Коми в 1974–1988 гг. (рис. 2). Количество трансформаторов, устанавливаемых в распределительной сети, начиная с 1990 г. резко снижалось и в последние годы составляло около 50 единиц в год.

Рис. 1. Распределение трансформаторов по срокам эксплуатации на семь возрастных групп

Рис. 2. Распределение трансформаторов по срокам эксплуатации на 15 возрастных групп

Учитывая, что ориентировочный срок службы трансформатора распределительных сетей, после которого возрастает вероятность отказа, достигает 50 лет, можно предполагать, что число отказов трансформаторов через 15–25 лет увеличится.

Важно отметить, что в настоящее время обновление парка силовых трансформаторов происходит в основном только в случае их повреждения. То есть через 15 лет при таком подходе потребуется вложить значительные финансовые средства в замену трансформаторов из-за их массового повреждения по причине старения изоляции.

Превентивная замена трансформаторов со значительными сроками эксплуатации позволит более равномерно распределять затраты на замену изношенного оборудования.

ПРОБЛЕМЫ

Потери холостого хода (ХХ) трансформаторов (на примере сетей «Комиэнерго») составляют порядка 40% всех потерь в распределительных сетях 1–20 кВ (табл. 1).

Таблица 1. Отчетные потери «Комиэнерго» за 2012 год (в тыс. кВт·ч)

Наименование потерь Всего В сетях 1–20 кВ
Потери по сетям «Комиэнерго» 592 875,810 108 285,842
В т.ч.: условно-постоянные потери 151 774,877 52 504,270
потери холостого хода 88 856,040 42 393,390

Интересными являются исследования ФГБОУ ВПО «ИГЭУ им. В.И. Ленина» и ФГБОУ ВПО «СПбГПУ» [1]. Была получена количественная оценка величины реальных потерь ХХ трансформаторов распределительной сети напряжением 10 (6) кВ по результатам электрических измерений на более чем 1000 трансформаторах.

Полученные результаты были обработаны методами теории вероятностей и математической статистики с использованием корреляционного и регрессионного анализов. Установлено, что для определения фактического значения мощности потерь ХХ трансформаторов в зависимости от срока их эксплуатации допустимо использовать модель, представленную следующей функцией:

где Δ P ХХ – относительное увеличение потерь ХХ по отношению к паспортным данным трансформатора, %;
Δ P ХХ = ( P ХХ реал – P ХХпасп) / P ХХпасп ;
Т СЛ – срок службы трансформатора, лет.

Кроме того, было обнаружено, что у трансформаторов со сроком службы более 20 лет потери ХХ возрастают в среднем с интенсивностью 1,75% в год от паспортного значения [2].

Представленная функция была использована нами для расчета реальных потерь ХХ в силовых трансформаторах 6–10 кВ. Дополнительно персонал «Комиэнерго» провел измерение потерь ХХ ряда трансформаторов со сроком эксплуатации более 30 лет с последующим расчетом потерь ХХ по вышеуказанной функции.

Полученные измерения и расчеты показали совпадение результатов с представленными исследованиями (табл. 2). Таким образом было установлено, что из 9 трансформаторов у 5 имеет место рост потерь ХХ более чем на 20%. Рост потерь ХХ может отчасти указывать на ухудшение состояния магнитопровода трансформатора, что со временем отразится как на качестве электроэнергии, так и на надежности работы трансформатора [3].

Таблица 2. Результаты измерения и расчета потерь холостого хода трансформаторов

Диспетчерское наименование Тип Срок экспл., лет Паспортные потери, Вт Измеренные потери, Вт Относительное увеличение, % Расчетное относительное увеличение потерь, % Расчетные потери, Вт Погрешность оценки, %
ТП-145, Т-1 TTU-Al 40 1400 1760 26 35,87 1902 8,1
ТП-145, Т-2 TTU-Al 40 1330 1960 47 35,87 1807 –7,8
ТП-168, Т-1 ТМ 630/10 30 1700 2056 21 17,86 2004 –2,5
ТП-193, Т-2 TTU-Al 38 1160 1475 27 31,99 1531 3,8
ТП-193, Т-3 TTU-Al 35 1425 1330 –6,7 26,43 1802 35,5
ТП-221, Т-3 TTU-Al 43 1400 1505 7,5 41,95 1987 32,1
ТП-261, Т-1 ТМ 630/10-75 У1 26 1600 1930 20,7 11,64 1786 –7,5
ТП-261, Т-2 TTU-Al 38 1425 1563 9,7 31,99 1881 20,3
ТП-239, Т-2 ТМ 630/10 29 1411 1401 –0,6 16,25 1640 17,1
ИТОГО 12851 14980 16340 9,1

Следует отметить, что для 9 трансформаторов суммарный рост потерь Δ P ХХ в 2013 г. составил в целом 2,129 кВт, что обусловило рост средней стоимости потерь в 2013 г. на 62,105 тыс. руб. (2,129 кВт · 3,33 руб./кВт·ч · 8760 ч).

Применив функцию расчета потерь ХХ, например, для Горняцкого РЭС производственного отделения «Комиэнерго», подсчитали рост потерь Δ P ХХ в 2013 г., который составил 70,328 кВт. Соответственно рост средней стоимости потерь для Горняцкого РЭС (282 трансформатора) в 2013 г. – 2051,52 тыс. руб. (70,328 кВт · 3,33 руб./кВт·ч · 8760 ч).

Представленный расчет достаточно ярко характеризует актуальность вопроса о необходимости обновления парка силовых трансформаторов распределительной сети 6–10 кВ.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Исследования в области трансформаторостроения привели к созданию трансформаторов с пониженными потерями ХХ, что позволяет снизить общий уровень потерь в распределительных сетях (табл. 3). Следует отметить, что применение трансформаторов с сердечником из аморфной стали дает наибольшее сохранение электроэнергии.

Таблица 3. Сравнение потерь ХХ трансформаторов разных технологий изготовления

Номинальная мощность трансформатора, кВА Усредненная мощность потерь ХХ, кВт
По ГОСТ 12022-76 [4] Серия ТМГ-ХХХ/10-12, энергосберегающие (сравнительное снижение потерь ХХ, %) Серия АТМГ-ХХХ/10-12, энергосберегающие с сердечником из аморфной стали (сравнительное снижение потерь ХХ, %)
25 0,13 0,110 (15) 0,028 (78)
40 0,19 0,150 (21) 0,039 (79)
63 0,26 0,220 (15) 0,050 (81)
100 0,36 0,330 (8) 0,066 (82)
250 0,82 0,425 (48) 0,150 (82)
400 1,05 0,610 (42) 0,199 (81)
630 1,56 0,800 (49) 0,280 (82)
1000 1,70 1,200 (29) 0,350 (79)

При выборе параметров вновь устанавливаемого трансформатора необходима также оценка загруженности трансформатора, которая должна быть оптимальной [5].

Таким образом, вышеизложенные обстоятельства указывают на необходимость анализа эффективности замены трансформаторов со значительными сроками эксплуатации и увеличенными потерями ХХ на более современные.

Следует отметить, что дополнительный эффект в части энергосбережения достигается у трансформаторов 250–1000 кВА также за счет более низких потерь КЗ (табл. 4).

Таблица 4. Сравнение потерь КЗ трансформаторов разной мощности

Номинальная мощность трансформатора, кВА Усредненная мощность потерь КЗ, кВт
По ГОСТ 12022-76 [4] Серия ТМГ-ХХХ/10-12, энергосберегающие
25 0,600 0,600
40 0,880 0,880
63 1,280 1,280
100 1,970 1,980
160 2,650 2,650
250 3,700 3,250
400 5,500 4,600
630 7,600 6,750
1000 10,800 8,800

В конструкции большинства трансформаторов, находящихся в длительной эксплуатации, применено соединение обмоток по схеме Y/Yн, что, по результатам исследований Белорусского государственного аграрного технического университета (БГАТУ, г. Минск), приводит в условиях неравномерной нагрузки к увеличению потерь КЗ [6]. При этом контролировать равномерность распределения нагрузки в распределительных сетях можно в определенных пределах (табл. 5).

Таблица 5. Пример эффективности проведения работ по выравниванию нагрузки на ТП-147

Трансформатор Номинальная мощность, кВА Номинальная мощность потерь короткого замыкания, кВт До выравнивания нагрузки После выравнивания нагрузки Годовая экономия энергии ТП-147, кВт.ч/ руб. (исходя из цены 3,33 руб./кВт.ч)
Коэффициент нагрузки Потери короткого замыкания, кВт Коэффициент нагрузки Потери короткого замыкания, кВт
Т-1 400 4,6 0,16 0,118 0,3 0,414
Т-2 400 4,6 0,6 1,66 0,46 0,973
Суммарные потери холостого хода на ТП-147 1,78 1,39 (снижение потерь на 22%) 3416/ 11376

Следует отметить, что проведение работ по выравниванию нагрузки между трансформаторами позволит применять в ряде случаев трансформаторы меньшей номинальной мощности и соответственно меньшей стоимости.

Постепенная замена трансформаторов со схемами соединения обмоток Y/Yн на схему Δ/Yн-11 и Y/Zн-11 позволит снизить влияние неравномерности загрузки фаз трансформатора и потери электрической энергии.

Кроме того, как видно из табл. 6, при установке двух трансформаторов на подстанции может наблюдаться значительная неравномерность распределения нагрузки между ними.

Таблица 6. Анализ нагрузок трансформаторов распределительных сетей на примере «Комиэнерго»

Наименование ТП Трансформатор Номинальная мощность трансформатора, кВА Номинальная нагрузка обмотки НН, А Нагрузка по фазам НН, А Средняя нагрузка НН, А Неравномерность нагрузки, % Коэффициент загрузки трансформатора, %
L1 L2 L3
ТП 758 Т-1 400 577 137 134 99 123 31 21
Т-2 400 577 166 113 104 128 49 22
ТП 751 Т-1 400 577 16 13 13 14 21 2
Т-2 400 577 314 316 342 324 9 56
ТП 713 Т-1 400 577 20 1 15 12 158 2
Т-2 400 577 78 57 46 60 53 10
ТП 707 Т-1 250 361 35 32 43 37 30 10
Т-2 250 361 56 77 45 59 54 16
ТП 147 Т-1 400 577 113 78 81 91 39 16
Т-2 400 577 346 322 363 344 12 60
ТП 273 Т-1 630 909 125 199 143 156 48 17
Т-2 630 909 121 107 103 110 16 12
ТП 87 Т-1 630 909 402 385 340 376 17 41
Т-2 630 909 391 291 350 344 29 38
ТП 100 Т-1 400 909 76 128 133 112 51 12
Т-2 400 909 61 66 90 72 40 8
ТП 50 Т-1 400 577 114 142 79 112 56 19
Т-2 400 577 181 209 250 213 32 37
ТП 15 Т-1 400 577 99 101 126 109 25 19
Т-2 400 577 311 279 314 301 12 52
ТП 9 Т-1 400 577 249 289 322 287 25 50
Т-2 400 577 133 167 164 155 22 27
ТП 13 Т-1 400 577 140 61 137 113 70 20
Т-2 400 577 130 95 89 105 39 18

Так как потери КЗ, определяемые формулой:

где P КЗ – потери КЗ при текущей нагрузке трансформатора, кВт;
P КЗ.ном – номинальные потери КЗ, кВт;
К Н – коэффициент нагрузки трансформатора ( К Н = 0…1), пропорциональны квадрату нагрузки, то выравнивание нагрузки между трансформаторами позволит дополнительно снизить общие потери КЗ.

Существенным является и то, что большая часть трансформаторов, находящихся в длительной эксплуатации, – негерметичной конструкции, что приводит к увлажнению масла и обмоток трансформаторов, снижению электрической прочности изоляции и сокращению срока их службы, вызывает необходимость дополнительных затрат на техническое обслуживание трансформаторов.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Анализ ряда проблем, влияющих на энергоэффективность распределительных сетей, указывает на необходимость формирования целевой программы замены силовых трансформаторов 6–10 кВ со значительным сроком эксплуатации, направленной на профилактику потерь и повышение эффективности планирования денежных средств на модернизацию оборудования предприятия.

Обозначим ключевые мероприятия, влияющие на формирование оптимальной целевой программы замены силовых трансформаторов 6–10 кВ:

  1. Анализ сроков эксплуатации парка силовых трансформаторов 6–10 кВ энергопредприятия. Построение прогноза роста условно-постоянных потерь в распределительной сети на основании математической модели, разработанной ИГЭУ.
  2. Анализ существующей закупочной деятельности, направленной на обновление парка силовых трансформаторов 6–10 кВ: оценка приобретаемой продукции с точки зрения энергетической и экономической эффективности.
  3. Анализ режимов работы силовых трансформаторов 6–10 кВ: анализ загрузки трансформаторов, анализ распределения нагрузки между трансформаторами ТП.
  4. Анализ конструкции трансформаторов в части схем соединения обмоток.
  5. Анализ технического состояния силовых трансформаторов 6–10 кВ. Для формирования целевой программы замены трансформаторов со значительными сроками эксплуатации (25 лет и более) целесообразно предусмотреть расширение объема измеряемых параметров в ходе выполнения плановых диагностических работ [7]: сопротивление изоляции трансформатора, сопротивление обмоток трансформатора постоянному току, потери холостого хода.

По результатам выполнения аналитических работ возможно выявление наиболее проблемных участков сетевого хозяйства, для которых необходимо формирование обоснованной целевой программы по обновлению парка силовых трансформаторов распределительной сети.

При формировании целевой программы предполагается использовать результаты измерения реальных потерь ХХ трансформаторов с целью определения первоочередности их замены при прочих равных условиях.

К рассмотрению предлагается следующий алгоритм принятия решений:

  1. По результатам анализа сроков эксплуатации определить парк оборудования 6–10 кВ, имеющего срок эксплуатации 20 лет и более (далее Перечень).
  2. Выполнить анализ загруженности трансформаторов, представленных в Перечне, для определения возможного снижения потерь КЗ за счет выравнивания нагрузки. Выполнить анализ распределения нагрузок между трансформаторами. Выполнить анализ конструкции силовых трансформаторов 6–10 кВ в части применяемых схем соединения обмоток.
  3. Провести мероприятия по выравниванию распределения нагрузок между фазами трансформатора, между трансформаторами.
  4. Сформировать план (график) и выполнить электрические измерения трансформаторов, входящих в Перечень, с целью определения их технического состояния. Объем измеряемых параметров: сопротивление изоляции, сопротивление обмоток постоянному току, потери ХХ.
  5. Определить экономическую эффективность замены трансформаторов с выбором оптимальной технологии (технических требований к вновь устанавливаемым трансформаторам), исходя из измеренных потерь ХХ и потерь КЗ, а также с учетом технического состояния трансформатора в целом. Сформировать целевую программу.

Предлагается рассматривать целевые программы по обновлению парка силовых трансформаторов 6–10 кВ на научно-технических советах для коллегиальной оценки эффективности проведенного анализа и предлагаемых решений.

Замену трансформаторов целесообразно вести по следующим направлениям:

  • в случае наличия положительного экономического эффекта выполнять замену на трансформаторы с пониженными потерями, приоритетно с сухой литой изоляцией;
  • замену поврежденного трансформатора со значительной нагрузкой выполнять на новый с улучшенными техническими характеристиками;
  • в случае отсутствия экономического эффекта – выполнять замену поврежденных трансформаторов на ТП с низкой загруженностью на трансформаторы, бывшие в эксплуатации (из имеющегося парка оборудования), с невысокими потерями ХХ и большой нагрузкой. Вместо них устанавливать новые трансформаторы с улучшенными техническими характеристиками.

Отметим, что расширение объема диагностических работ в отношении силовых трансформаторов 6–10 кВ со сроком эксплуатации 20 и более лет не увеличит загруженность соответствующего персонала и эксплуатационные затраты. Так, потери ХХ предлагается измерять при плановом контроле технического состояния трансформаторов с установленной в «Комиэнерго» периодичностью (1 раз в 6 лет для трансформаторов распредсетей 6–10 кВ, 1 раз в 4 года для трансформаторов собственных нужд подстанций). Такой контроль регламентирован в текущей эксплуатации и не требует приобретения дополнительного диагностического оборудования [7].

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

Реализация предложенного подхода позволит:

  • провести адекватный анализ эффективности энергопроизводства с построением прогноза;
  • сформировать целевую программу, направленную на эффективное планирование инвестиционной деятельности компании;
  • повысить энергоэффективность производства, качество электроэнергии и надежность сети.

Приведем расчет экономического эффекта от реализации мероприятий по обновлению парка силовых трансформаторов распределительной сети с заменой на энергоэффективные.

При замене трансформатора ТМ-630 кВА (дата ввода в эксплуатацию – 1979 год, срок эксплуатации – 35 лет, предполагаемый остаточный ресурс – 15 лет, паспортные потери (усредненные по ГОСТ 12022-76) P ХХ , кВт – 1,56; относительное увеличение потерь Δ P ХХ , % – 26,4; расчетные потери холостого хода P ХХ , кВт – 1,97) на энергоэффективный трансформатор ТМГ-630/10-12 (Δ/Yн) (потери холостого хода P ХХ , кВт – 0,8) экономия электроэнергии составит: (1,97–0,8) кВт · 8760 ч = 10249,2 кВт·час, или 10249,2 кВт·час · 3,33 руб. = 34,129 тыс. руб./год.

При ориентировочной стоимости трансформатора ТМГ-630/10-12 (Δ/Yн) с учетом НДС в 315 тыс руб. срок окупаемости только лишь за счет экономии потерь ХХ составит 9 лет.

Для мощных трансформаторов (250–1000 кВА) с учетом их более низких паспортных потерь КЗ срок окупаемости может быть сокращен. Например, для того же трансформатора 630 кВА при коэффициенте нагрузки 0,7 дополнительный экономический эффект составит с учетом данных табл. 2: (7,6 – 6,75) кВт · 0,72 · 8760 ч · 3,33 руб. = 12,150 тыс. руб./год. Соответственно срок окупаемости замены трансформатора на энергоэффективный составит 6–7 лет.

ВЫВОДЫ

Предложенный анализ энергоэффективности силовых трансформаторов 6–10 кВ с построением прогноза роста условно-постоянных потерь в зависимости от срока их эксплуатации в условиях антикризисного управления в отрасли является необходимым мероприятием, направленным на снижение потерь и повышение эффективности планирования денежных средств на модернизацию оборудования.

Данный анализ позволит выявлять наиболее проблемные участки сетевого хозяйства с последующим формированием обоснованной целевой программы по обновлению парка силовых трансформаторов распределительной сети.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Казаков Ю.Б., Фролов В.Я., Коротков А.В. Методика определения мощности потерь холостого хода трансформаторов с различным сроком службы // Вестник ИГЭУ. 2012. Вып. 1.
  2. Коротков В.В., Козлов А.Б., Коротков А.В. Количественная оценка зависимости потерь холостого хода силовых трансформаторов от срока эксплуатации // Повышение эффективности работы энергосистем: Труды ИГЭУ. Иваново, 2007. Выпуск 8. С. 351–356.
  3. Каганович Е. А., Райхман И. М. Испытание трансформаторов мощностью до 6300 кВА и напряжением до 35 кВ. М.: Энергия, 1980.
  4. ГОСТ 12022-76. Трансформаторы трехфазные силовые масляные общего назначения мощностью от 25 до 630 кВА на напряжение до 35 кВ включительно. М., 1985. 12 с.
  5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.
  6. Федоровская А.И., Фишман В. С. Силовые трансформаторы 10(6)/0,4 кВ. Область применения разных схем соединения обмоток // Новости ЭлектроТехники. 2006. № 5(41).
  7. Объем и нормы испытаний электрооборудования. 6-е изд.
Читайте также:  Binance майнинг пул настройка

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Источник

Оцените статью
© 2024 Идеи для бизнеса