Пересмотр состава трансформаторных мощностей (в основном в распределительных сетях)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Статья по теме:

Пересмотр состава трансформаторных мощностей (в основном в распределительных сетях)

Желукевич Д.О., Научный руководитель - к.т.н., доцент Фурсанов

Актуальность модернизации трансформаторных мощностей

Пересмотр состава трансформаторных мощностей стал весьма актуальным с появлением новых трансформаторов с улучшенными характеристиками потерь электрической энергии. Интерес к этому вопросу обусловлен и тем, что при сохранении прежних объемов мощности и при существующих технических характеристиках всех силовых трансформаторов потери холостого хода не изменяются при любых формах графиков электрических нагрузок. Число часов использования установленной мощности трансформаторов в распределительных сетях составляет около 1000 ч (коэффициент загрузки К3 равен 0,081), хотя наиболее выгодная экономическая загрузка трансформаторов 10/0,4 кВ находится в пределах 0,6-0,9 от номинальной. Основной причиной такой низкой загрузки силовых трансформаторов является необходимость резервирования электроснабжения в связи с постоянным повышением требований потребителей к его надежности. Если добавить к этому, что одновременно должна учитываться и перспектива роста нагрузок, то при длительном сроке эксплуатации трансформаторов их избыточный парк существенно снижает конкурентоспособность централизованной генерации энергии.

По итогам 2019 года величина потерь электроэнергии в электрических сетях ГПО «Белэнерго» составила 2,874 млрд кВт·ч, или 8,92 % от объема генерации, причем по отношению к 2010 году она уменьшилась на 23,83 %.

Ориентировочно рассчитаем, какую долю суммарных потерь электроэнергии составляют потери холостого хода трансформаторов, установленных в распределительных сетях. Согласно расчетам, основанным на паспортных характеристиках отечественных трансформаторов ТМГ-13 (Минский электротехнический завод имени В.И. Козлова), годовые потери холостого хода таких трансформаторов составили 995,2 млн кВт·ч, в то время как у европейских трансформаторов этот показатель оказался бы на 37,65 % ниже, то есть 722,95 млн кВт·ч. Основываясь на полученных результатах, запишем:

(1)

Из (1) следует, что потери холостого хода силовых трансформаторов в электрических сетях энергосистемы составляют более 30 % суммарных потерь. Кроме того, стоимость основных фондов, в том числе трансформаторов, существенно снижает конкурентоспособность системы в сравнении с постоянно совершенствуемыми источниками РГ.

Снижение потерь электроэнергии в трансформаторах

Главным способом снижения потерь электроэнергии в трансформаторах является уменьшение их суммарной мощности за счет вывода в холодный резерв или ремонт. Но успехи в трансформаторостроении позволяют получить и дополнительные результаты путем направленной замены старых трансформаторов новыми, серийное производство которых уже освоено. Рассмотрим результаты замены традиционных, давно эксплуатируемых трансформаторов ТМ-400/10 производства ГК «Электрощит» (г. Самара) на новые - АТМГ-400/10 с магнитопроводом из аморфного сплава, обеспечивающие существенную экономию активных и реактивных потерь холостого хода (?Pхх, ?Qхх). Паспортные характеристики сравниваемых трансформаторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Паспортные данные сравниваемых трансформаторов

Учитывая, что в распределительных сетях республики находятся в эксплуатации в основном традиционные трансформаторы (типа ТМ) суммарной установленной мощностью более 30 млн кВт, принятие решения о их полной постепенной замене на современные связано с существенным риском, так как при выборе решения придется учитывать не только достоверные данные (стоимость трансформаторов, например), но и ряд вероятностных величин, таких как загрузка трансформаторов и ее динамика, режимы работы, варианты и уровни компенсации реактивной мощности, уровни и динамика тарифов на электрическую энергию, сроки эксплуатации.

Основываясь на данных таблицы 1, сравним, к примеру, потери электрической энергии в трансформаторах при различных нагрузках, руководствуясь формулой:

(2)

где ?Wt - величина потерь энергии в трансформаторе за год его эксплуатации, кВт·ч;

Sм - максимальная нагрузка трансформатора, кВА;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

ф - время потерь, определяемое по формуле, ч:,

(3)

где P - текущее значение потребляемой мощности, усредненной на часовом интервале, кВт;

Pmax - максимальное значение мощности, имевшее место в течение года на некотором интервале времени, кВт.

Из формул (2) и (3) и данных таблицы 1 следует, что основными факторами, влияющими на величину потерь электрической энергии в сравниваемых трансформаторах, являются потери холостого хода, короткого замыкания и степень загрузки. Так как потери короткого замыкания у обоих типов трансформаторов почти одинаковы, а степень их загрузки в исходном варианте сравнения по данному показателю также следует принимать одинаковой, то для сравнения остается один влияющий фактор - потери холостого хода. Этот показатель у нового трансформатора АТМГ-400 в несколько раз ниже, чем у широко используемого в настоящее время.

В таблице 2 и на рисунке 1 приведены данные и характеристики, свидетельствующие о существенной разнице годовых потерь в трансформаторах. Анализ сопоставления приведенной в разницы в цене на рассматриваемые трансформаторы с учетом соответствующих составляющих потерь и динамики тарифа на электрическую энергию показывает, что замена действующего парка трансформаторов в распределительных сетях 10 кВ экономически целесообразна и может окупиться в среднем за 5-7 лет.

Таблица 2 - Величины потерь электрической энергии (кВт·ч/год) в трансформаторах ТМ-400 и АТМГ-400 при различных значениях ф и

На рисунке 1 представлены зависимости величины потерь электрической энергии от времени потерь в трансформаторах ТМ-400 и АТМГ-400 при трех значениях показателя Км, приведенных в таблице 2. Из зависимостей видно, что почти одинаковые значения суммарных потерь электроэнергии в рассматриваемых трансформаторах имеют место в случае, когда трансформатор ТМ-400 загружен всего на 30 %, а АТМГ-400 - на 100 % (точка пересечения кривых). Подобное обстоятельство дает основания для разработки стратегии замены используемых силовых трансформаторов на более современные даже в условиях ограниченных финансовых возможностей. При этом должна учитываться возможность применения на двухтрансформаторных подстанциях различных технических решений, в частности таких как:

- замена обоих трансформаторов одинаковой или различной мощности;

- замена одного трансформатора одинаковой со вторым или меньшей мощности с обеспечением параллельной работы или сохранением одного из них в холодном или горячем резерве.

Рис. 1 - Зависимость величины потерь электрической энергии от времени потерь в трансформаторах ТМ-400 и АТМГ-400 при различной степени загрузки: 1, 2, 3 - кривые, соответствующие отношениям

трансформатор мощность потеря электроэнергия

Расчет потерь электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах

Потери активной мощности в этом случае определяются по формуле:

(4)

где I - ток нагрузки, А;

r1 , r2 - активные сопротивления первого и второго трансформатора соответственно, определяемые по каталожным данным, Ом.

С помощью формулы (4) можно рассчитать и сравнить потери активной мощности при любом сочетании трансформаторов с учетом возможности их параллельной работы, а в итоге рассчитать и суммарные потери активной энергии по формуле:

, (5)

где - сумма активных потерь холостого хода соответственно первого и второго трансформатора.

Рассмотрим следующие варианты работы трансформаторов при Км = 0,7:

1) параллельная работа двух трансформаторов ТМ-400;

2) параллельная работа двух трансформаторов, из которых один - АТМГ-400;

3) работа трансформатора АТМГ-400 на полную нагрузку, в часы пиковых нагрузок - включение дополнительно ТМ-400.

В случае параллельной работы двух трансформаторов ТМ-400 при ф = 2000 ч суммарные годовые потери электроэнергии согласно расчетным данным (таблица 2) составили:

,

а их стоимость:

(6)

где Tуд = 0,2 руб./кВт?ч - удельная стоимость потерь.

При параллельной работе трансформаторов по варианту 2 с одинаковым распределением величин нагрузок получим:

(7)

При использовании варианта 3 трансформатор ТМ-400 находится в холодном резерве, поэтому стоимость потерь электроэнергии в нем определим по следующей формуле:

(8)

то есть полагаем, что эти потери будут иметь место только в часы, когда суммарная нагрузка находится в пределах от S1 = 400 кВА до (S1 + S2)? Км = 800 ? 0,7 = 560 кВА.

В итоге получим:

При сравнении вариантов видно, что наиболее выгодным является третий, так как он обеспечивает снижение годовых потерь энергии по отношению к первому на сумму ?Z1 - ?Z3 = = 5372,4 - 2725 = 2647,4 руб., по отношению ко второму - на сумму ?Z2 - ?Z3 = 3904 - 2725 = 1179 руб. При стоимости трансформатора АТМГ-400 Ст = 8219 руб в переводе на валюту Республики Беларусь срок его окупаемости при установке по схеме, приведенной на рисунке 2, и работе в соответствии с режимом по третьему варианту составляет:

.

Рис. 2 - Схема электрических соединений для обеспечения параллельной работы двух трансформаторов в разных вариантах

Учитывая, что для работы по третьему варианту требуется некоторая реконструкция подстанции с автоматизацией коммутационных операций и организацией автоматического контроля нагрузок, срок окупаемости полного проекта модернизации будет несколько больше рассчитанного.

Однако следует учитывать, что при модернизации в первую очередь должна рассматриваться реальная загрузка трансформаторов, и в этом случае основной составляющей экономического эффекта может оказаться замена эксплуатируемых трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности. В такой ситуации срок окупаемости реконструкции в общей сложности может не превысить трех лет. В связи с перераспределением объемов генерации, реконфигурацией схем распределительных сетей и пересмотром мощностей силовых трансформаторов в этих сетях в условиях снижения нагрузок и появления новых трансформаторов с улучшенными экономическими характеристиками, проекты реконструкции сетей и развития источников генерации, обеспечивающие повышение ТЭП режимно взаимодействующих сторон, должны содержать обоснованные расчеты.

Размещено на Allbest.ru