Технико-экономическое обоснование замены трансформаторов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

ХАТАНОВА И. А., ЕЛИЗАРОВА А.А.

Казанский государственный энергетический университет

В статье выполнены оценочные расчеты и даны рекомендации по техникоэкономическому обоснованию замены трансформаторов в электроэнергетических системах и сетях.

Единая энергетическая система (ЕЭС) России - это электроэнергетический комплекс, объединяющий 66 энергосистем, 600 электростанций мощностью 216 млн. кВт, 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов напряжений, силовые трансформаторы общей мощностью 260 млн. кВА и другое маслонаполненное оборудование.

Маслонаполненное оборудование (МНО), к которому относятся силовые трансформаторы, автотрансформаторы, мощные реакторы, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, масляные выключатели и другие электрические аппараты, является основным оборудованием электрической части станций и подстанций, а также электрического хозяйства промышленных предприятий. Через него передается потребителю вся вырабатываемая электрическая энергия, и в случае его отказа будет иметь место недоотпуск энергии потребителям. Поскольку бесперебойное снабжение потребителей электрической энергией является основной задачей энергетики, необходимо, чтобы это оборудование находилось постоянно в работоспособном состоянии. Поэтому к МНО предъявляются повышенные требования надежности, при этом для поддержания оборудования в работоспособном состоянии необходимо своевременно выявлять и устранять дефекты, возникающие в нем в процессе эксплуатации. Следовательно, диагностический контроль и своевременное проведение качественных ремонтов являются неотъемлемой частью нормальной эксплуатации оборудования. Кроме того, значительный износ МНО и отсутствие денежных средств на его замену в короткие сроки заставляют решать задачу продления ресурса этого оборудования, что, в свою очередь, опять же подтверждает необходимость диагностики МНО.

МНО является дорогим оборудованием, требующим больших затрат на ремонт. Поэтому особенно актуальным является снижение издержек на его проведение. В связи с этим необходима реорганизация технологии эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов (ТОиР) электрооборудования. Основным направлением реорганизации, позволяющим снизить издержки на проведение ТОиР и уменьшить ущерб, связанный с простоями в результате отказов, является переход от планово-предупредительных ремонтов к обслуживанию оборудования по состоянию. Суть обслуживания по состоянию заключается в раннем обнаружении дефектов, когда появляются их признаки, и дефекты еще не представляют опасности для оборудования. Реализация этого перехода связана с интенсивным применением диагностики для определения состояния электрооборудования.

Общей чертой для МНО является использование масла в качестве изоляционной среды. Емкость перечисленных аппаратов на современных электростанциях и подстанциях часто достигает нескольких тонн, поэтому смена

© И.А. Хатанова, А.А. Елизарова

Проблемы энергетики, 2007, № 11-12

масла связана со значительными материальными затратами. Кроме того, всякая замена масла может быть произведена лишь при условии отключения аппарата от сети на более или менее длительный промежуток времени. Поэтому масло, применяемое в электрических аппаратах, должно работать длительное время без замены.

При работе в процессе старения свойства масла изменяются и его качество (как изолятора) ухудшается. Образующиеся твердые нерастворимые в масле продукты, отлагаясь на поверхности внутренних элементов аппарата, ухудшают теплообмен, нарушают электрическую прочность изоляции и могут вызвать повреждение аппарата.

Распределение технологических нарушений по видам МНО в период с 1996 по 1999 г. приведены в табл. 1 [1].

Таблица 1

Распределение технологических нарушений но видам МНО

Наименование МНО Число технологических нарушений Доля нарушений по видам МНО от общего количества нарушений,

Силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы 618 41,9

Трансформаторы напряжения 174 11,8

Трансформаторы тока 108 7,3

Баковые масляные выключатели 405 27,4

Малообъемные масляные выключатели 120 8,1

Прочее оборудование 51 3,5

Общее количество нарушений 1476 100

Из таблицы видно, что силовые трансформаторы являются одним из самых повреждаемых элементов энергосистемы. В настоящее время уделяется большое внимание совершенствованию методов оценки технического состояния мощных силовых трансформаторов, которые позволяют перейти от систем профилактических ремонтов к системе ремонта по техническому состоянию. Одной из наиболее сложных задач в этой области является раннее обнаружение признаков снижения работоспособности трансформатора.

Большая часть технологических нарушений МНО возникает в результате старения материалов, из которых выполнено оборудование, дефектов конструкции и недостатков эксплуатации. Так, например, в силовых трансформаторах существует приблизительно следующее распределение технологических нарушений, приведенное в процентах:

• Изменение свойств материалов (старение) 21,6

• Дефекты изготовления конструкции 19,4

• Недостатки эксплуатации 16,8

• Посторонние воздействия 10,3

• Нерасчетные режимы в электрической сети 5,8

• Дефекты ремонта 4,2

• Климатические и внешние воздействия 3,5

• Прочие причины 18,4

Диагностика позволяет выявить часть вышеперечисленных дефектов, а © Проблемы энергетики, 2007, № 11-12

именно: старение материалов, дефекты изготовления, дефекты ремонта.

Фундаментальные исследования [2] показали, что контроль и сохранение качества масла являются наиболее существенными мероприятиями для обеспечения надежной работы масляных трансформаторов.

Целью комплексной диагностики является объективная оценка состояния трансформаторов. По результатам диагностики разрабатываются рекомендации по устранению выявленных дефектов, определяются план ремонтных работ и условия дальнейшей эксплуатации.

Экономичность работы трансформаторов оценивается либо по КПД, либо по величине, тесно связанной с КПД - по относительным потерям в трансформаторе. Они представляют собой нелинейную функцию загрузки, определяемую независимыми от нагрузки потерями в стали магнитопровода и изменяющимися в квадратичной зависимости от неё потерями в обмотках, отнесенными к единице передаваемой трансформатором мощности.

На рис. 1 показаны кривые относительных потерь в трансформаторах, построенные по паспортным данным, из которых видно, что наиболее экономично трансформаторы работают в диапазоне нагрузок 40 - 50 %. Используя эти кривые, рассмотрим возможность замены трансформатора ТМ 630 загрузкой, равной 20 % номинальной, т.е. ^нагр =126 кВ*А (точка 1), на трансформатор меньшей

мощности. Если выбрать новый трансформатор мощностью 160 кВ*А, он будет нагружен почти на 80 % (точка 2), но относительные потери, которые в старом трансформаторе составляли 1,85 %, после установки нового будут равны 2,2 %. Поскольку такая замена приводит к увеличению, а не к уменьшению потерь, осуществлять её нельзя. Как видно из рис. 1, целесообразна будет замена на трансформаторы мощностью 250 или 400 кВ*А (точки 3 и 4).

АР, %

1,0 _I I___«««■»!__________________I___I_

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 с о/

^инр» /О

-^-ТМ-250/10 —•— ТМ-400/10 —*— ТМ-630/10

—ТМ-250/10 (после ремонта) —о— Т.М-400/10 (после ремонта)

Рис. 1. Кривые относительных потерь в РТ в зависимости от их загрузки

При замене необходимо также учитывать, какой трансформатор будет выбран: новый или бывший в эксплуатации. Измерения потерь холостого хода (XX) показывают, что в процессе эксплуатации они увеличиваются по сравнению с паспортными данными. Это обусловлено следующими причинами. Во-первых, вследствие потерь при перемагничивании сердечников и выделении тепла

намагничивающими обмотками происходит нагрев магнитопроводов. А повышение температуры в течение длительного времени способствует структурным изменениям, называемым процессами старения, в результате которых в большинстве случаев ухудшаются их магнитные свойства [3]. Во-вторых, потери увеличиваются из-за механических воздействий на магнитопроводы в различных режимах работы (вибрация, электродинамические усилия при КЗ и т.д.) и при ремонтах трансформаторов.

Согласно РД [4], измерения потерь XX в трансформаторах мощностью 1000кВ*А и более выполняются при напряжении на обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (в паспорте). В трехфазных трансформаторах они измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

В табл. 2 приведены паспортные и фактические значения потерь ХХ для ряда силовых трансформаторов напряжением 110 кВ. Как видно, превышения измеренных значений над паспортными (заводскими) значительны. В целом суммарное превышение в трансформаторах 110 кВ составило примерно 30 %. Учёт этого фактора при расчётах потерь мощности и электроэнергии в сети позволил уточнить их значения на 15 %. Таким образом, при расчетах, связанных с режимами электрических сетей, в схемах замещения электрических сетей, в схемах замещения трансформаторов поперечные шунты целесообразно пересчитывать по фактическим значениях потерь XX.

Таблица 2

Паспортные и фактические значения потерь ХХ для ряда силовых трансформаторов

напряжением 110 кВ

Тип трансформатора Год ввода Рх.пасп, кВт Рх.изм, кВт Превышение относительно паспортных значений потерь XX, %

ТДТН-25000/110 1980 38,70 40,23 3,96

ТДТН-25000/110 1978 37,09 45,81 23,50

ТДТН-20000/110 1980 46,50 71,49 53,74

ТДТН-25000/110 1980 38,70 44,54 15,09

ТДН-10000/110 1991 14,00 14,58 4,11

ТДН-10000/110 1991 18,80 20,02 6,50

ТРДН-40000/110 1988 33,50 42,35 26,42

ТРДН-25000/110 1984 35,00 39,07 11,63

ТРДН-25000/110 1984 25,00 44,35 77,42

ТДН-10000/110 1980 16,70 17,69 5,93

ТДТН-10000/110 1988 19,00 28,93 52,27

ТДТН-10000/110 1991 59,70 77,26 29,41

ТРДЦН-40000/110 1992 42,00 54,81 30,51

ТРДН-25000/110 1982 29,40 29,52 0,39

ТДТН-10000/110 1984 15,50 17,11 10,41

ТДТН-16000/110 1994 26,00 41,29 58,82

ТДТН-10000/110 1989 16,00 17,31 8,19

ТДТН-10000/110 1980 18,50 25,55 38,12

ТДТН-10000/110 2001 20,20 25,97 28,57

ТДТН-16000/110 2002 21,50 28,08 30,63

ТДТН-16000/110 1982 25,27 27,72 9,71

Увеличение потерь XX в процессе эксплуатации происходит и в трансформаторах малой мощности. Однако получение экспериментальных данных

для РТ малой мощности, аналогичных приведенным выше, затруднено, так как в соответствии с [4] потери XX в трансформаторах до 1000 кВ*А измеряют только после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. Поэтому анализ потерь XX выполнялся более чем на 1000 трансформаторах 10кВ мощностью от 25 до 630 кВ*А после их ремонта. В табл. 3 приведены среднестатистические значения потерь XX для таких трансформаторов. Как видно, в некоторых случаях они в 2 раза и более превышают каталожные (паспортные) значения. Следует отметить, что потери XX зависят от качества сборки трансформатора ремонтным персоналом. При хорошей сборке их значения должны лишь незначительно превышать паспортные. Полученные результаты превышения потерь XX в трансформаторах после ремонта относительно номинальных значений и тренд их интерполяции показаны на рис. 2. Наибольшее относительное приращение потерь наблюдается в трансформаторах малой мощности.

Таблица3

Среднестатистические значения потерь XX

Трансформатор Значения потерь XX, Вт

по каталогу после ремонтов

ТМ-630/10 1550 1983

ТМ-63/10 220 391

ТМ-400/10 1000 1377

ТМ-40/10 165 250

ТМ-30/10 125 285

ТМ-250/10 720 867

ТМ-25/10 115 202

ТМ-160/10 500 630

ТМ-100/10 345 485

(ІАР, %

25 30 40 63 100 160 180 250 400 630 £|юм, кВ-А

Рис. 2. График превышения потерь XX над номинальными после ремонта

Уравнение усредненного превышения этих потерь над паспортными, %, полученное в результате обработки вышеприведенных данных, представляет собой степенную функцию

Р х.Пр = 296,29 • S н0^389. (1)

При определении фактических потерь XX в трансформаторах, прошедших ремонт, ее добавляют к паспортным значениям:

Рх.факт = Р х.пасп

Р л 1+ІХ.ПР

100 J

(2)

Вновь рассмотрим пример замены трансформатора 630 кВ*А на трансформатор 400 кВ-А, которая была признана целесообразной, предположив, однако, что он не новый, а после ремонта. Тогда, в соответствии с выражением (1), при расчете потерь XX их нужно увеличить на 28,7 %. В этом случае относительные потери составят уже 1,9 %, т.е. точка (см. рис. 1) переместится вверх в точку (4), ордината которой больше ординаты точки 1, относящейся к характеристике трансформатора 630 кВ-А. Таким образом, подобная замена с учетом указанного фактора оказывается нецелесообразной, как и замена на трансформатор мощностью 250 кВ-А - точка (3).

При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.

Масляные трансформаторы:

Перегрузка по току, %............... 30 45 60 75 100

Длительность перегрузка, мин........ 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы:

Перегрузка по току, %............... 20 30 40 50 60

Длительность перегрузки, мин........ 60 45 32 18 5

Кроме чисто технических аспектов, существует и финансовым. Нормативный срок службы силовых трансформаторов составляет около 25 лет, согласно же бухгалтерской документации номинальный срок использования еще меньше - 15 лет. По его истечении трансформаторы могут быть заменены новыми, но сейчас на подавляющем большинстве предприятий, в связи с финансовыми трудностями, трансформаторы заменяют в зависимости от их фактического состояния. Это приводит к тому, что значительное их количество эксплуатируется сверх нормативного и номинального сроков пользования. В табл. 4 приведены данные о числе трансформаторов 10 кВ, эксплуатирующихся сверх номинального срока. Их анализ показывает, что среднее число таких трансформаторов приближается к 80 % от числа установленных в РЭС, либо превышает их.

В сложившейся ситуации при существующих темпах старения парка трансформаторов необходимо проводить технико-экономическое обоснование целесообразности их эксплуатации сверх нормативных сроков службы с учетом рассмотренных выше аспектов.

В условиях, когда сетевые предприятия платили налог на имущество, в том числе и на трансформаторы (до принятия постановления Правительства РФ о его отмене [5]), издержки на их эксплуатацию были явно высокими. Это побуждало предприятия эксплуатировать трансформаторы за пределами номинальных сроков использования и службы, часто даже после капитальных ремонтов, требующих

значительных финансовых вложений. Тем не менее, такой подход позволял уменьшить издержки на их эксплуатацию, так как в тот период они, в основном, определялись стоимостью технических потерь электроэнергии. Негативным являлось то, что снижались возможности технического развития и перевооружения предприятия, так как амортизационная составляющая на это оборудование не начислялась.

Таблица 4

Данные о числе трансформаторов 10 кВ, эксплуатирующихся сверх номинального срока

Районная распределительная сеть Число трансформа- торов Число трансформаторов с сверх нормативным сроком службы Мощность, МВА К, % Кл, %

РЭС 1 235 78,2 29,0 10,74 6,01

РЭС 2 168 68,8 21,7 9,58 4,47

РЭС 3 502 76,1 99,7 29,87 15,54

РЭС 4 179 67,5 33,9 8,24 4,48

РЭС 5 252 70,5 37,0 14,57 9,93

РЭС 6 175 83,5 26,2 12,71 5,78

РЭС 7 210 71,8 26,8 13,48 6,60

РЭС 8 200 74,3 30,4 12,42 6,08

РЭС 9 191 71,1 27,2 8,48 4,87

РЭС 10 150 82,0 22,9 10,28 6,10

РЭС 11 160 79,9 21,85 11,90 6,10

19

18

17

о 16

и

2 14

h

г* із 12 11 10 9

Т

Рис. 3 Издержки на эксплуатацию трансформатора при загрузке £нагр = 126кВ-А: 1 - 630 кВ-А при эксплуатации за пределами номинального срока использования; 2, 3 - 400 кВ-А с учетом налога на имущество и без него;4, 5 - 250 кВ-А с учетом налога на имущество и без него

На рис. 3 показаны издержки при эксплуатации новых трансформаторов 10 кВ мощностью 250 и 400 кВ*А с учетом налога на имущество и без него (без амортизационной составляющей, так как она возвращается предприятию). Там же приведены издержки при эксплуатации трансформатора 630 кВ-А за пределами номинального срока службы. Как видно из анализа графиков, после отмены налога на имущество улучшились возможности замены трансформаторов на новые. В прежних условиях даже замена их трансформаторами меньшей мощности была

3

невозможна.

Экономическая целесообразность замены трансформатора стала определяться разностью стоимости сэкономленных потерь электроэнергии в нем за срок номинальной эксплуатации и стоимости нового трансформатора. Следует отметить, что при замене трансформаторов, отслуживших номинальные сроки эксплуатации, на новые увеличиваются амортизационные отчисления, тем самым улучшается реновационный климат на предприятии.

Выводы

1. Трансформаторы являются одним из самых повреждаемых элементов энергосистемы, поэтому необходимо совершенствование методов оценки их технического состояния, которое позволит перейти от системы профилактических ремонтов к системе ремонтов по техническому состоянию.

2 Одним из наиболее значимых факторов оценки технического состояния трансформаторов являются фактические потери ХХ, возрастающие в процессе эксплуатации и превышающие паспортные данные. Учет фактических потерь XX трансформаторов целесообразен как при расчетах технологических потерь в сетях предприятий, так и при обосновании экономического эффекта замены трансформаторов.

3. Изменившиеся условия налогообложения основных фондов электроэнергетических предприятий создают благоприятные условия для замены трансформаторов после тщательного технико-экономического анализа.

4. Перспективным вариантом является замена масляных трансформаторов на сухие, взрыво- и пожаробезопасные, не требующие диагностики и замены масла и, соответственно, имеющие низкие эксплуатационные затраты.

Summary

Made the technical and economic calculations for the substitution of the grid -transformers.

Литература

1. Чичинский М.Н. Повреждаемость маслонаполненного оборудования электрических сетей и качество контроля его состояния // «Энергетик». - № 11. -2000. - С.29-31.

2. Липштейн Р.А. и Шахнович М.И. Трансформаторное масло. - М.: Энергия, 1968.

3. Дружинин В.В. Магнитные свойства электротехнической стали. - М.: Энергия, 1974.

4. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. -М.: НЦ ЭНАС, 1998.

5. Постановление Правительства Российской Федерации № 504 от 30 сентября 2004 // Собрание законодательства РФ № 40 от 04.10.2004.

Поступила 08.06.2007