Способы экономии электрической энергии в системах электроснабжения объектов. Учебно-методическое пособие

Практическое занятие № 2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ЗАМЕНЫ

НЕЗАГРУЖЕННЫХ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Цель занятия – ознакомление с методикой расчета целесообразности замены незагруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности; выполнение заданий по расчетам потерь электроэнергии при различных вариантах мощностей незагруженного трансформатора и различных режимов работы потребителей; определение величины экономии электроэнергии.

1.КРАТКИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ

Впоследние годы из-за различных обстоятельств фактическая нагрузка, создаваемая потребителями электрической энергии, подключенными к силовым трансформаторам (СТ), оказалось ниже той,

сучетом которой выбиралась мощность трансформатора.

Основное условие выбора мощности силового трансформатора:

учетом категории потребителей по степени надежности электроснабжения).

Для определения фактической электрической нагрузки СТ выполнены измерения (в зимний и летний периоды) почасовых значений активной мощности с интервалом осреднения 1 ч для нескольких трансформаторных подстанций различных объектов.

31

На основании проведенных измерений построены суточные графики нагрузок. В качестве примера на рис. 2.1, 2.2 приведены суточные графики нагрузки для трансформаторов некоторых предприятий ОАО «Газпром».

Анализ графиков нагрузок и величины коэффициента загрузки КЗ трансформаторов (табл. 2.1, 2.2) свидетельствует о значительной недогрузке СТ. Следует отметить что данные о недогрузке СТ приво-

к СТ, кВА.

Например, средняя нагрузка, создаваемая потребителями установки комплексной подготовки газа (УКПГ) одного из газовых промыслов, равна (см. рис. 2.1)

Рис. 2.1. Суточный график нагрузки силового трансформатора 1000кВА

32

КТП УКПГ для газового промысла – Д за 20.12.01 г. (яч. № 4)

Рис. 2.2. Суточный график нагрузки силового трансформатора 1000 кВА ТП-15 (ввод 1) за 19.06.02 г.

Таблица 2.1

Фактический коэффициент загрузки силовых трансформаторов 6/0,4 кВ по объектам Медвежинского ГПУ (декабрь)

Следовательно, фактический коэффициент загрузки трансформатора типа ТМ-1000 кВА, от которого получают электроэнергию потребители УКПГ газового промысла, равен

КЗ = 318,33 = 0,318. 1000

33

Таблица 2.2

Фактический коэффициент загрузки силовых трансформаторов 6/0,4 кВ по объектам управления «Надымэнергогаз»

Во многих директивных документах и научных работах с целью снижения потерь электроэнергии в системах электроснабжения предлагается производить замену недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности [5, 7].

При практической реализации данного мероприятия возможны несколько вариантов:

–замена СТ с масляным заполнением трансформатором этой же серии;

–замена СТ с масляным заполнением трансформатором с масляным заполнением с пониженными потерями (энергосберегающим);

–замена СТ с масляным заполнением трансформатором сухим с литой изоляцией;

–замена СТ с масляным заполнением трансформатором сухим с литой изоляцией с пониженными потерями;

34

–замена СТ с масляным заполнением трансформатором с масляным заполнением с магнитопроводом из аморфных сплавов;

–замена СТ с масляным заполнением трансформатором сухим с литой изоляцией с магнитопроводом из аморфной стали.

Проанализируем целесообразность замены недогруженного трансформатора. При этом будем учитывать только величины потерь электроэнергии W в трансформаторах и не учитывать затраты, обусловленные заменой (демонтаж старого, монтаж и наладка нового и т.д.).

Известно, что потери электроэнергии в силовом трансформаторе определяются по формуле [1, 5]

Т − число часов включения трансформатора под напряжение в год, ч.;

τ − время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь τ зависит от числа часов использо-

вания максимальной нагрузки Тmax и коэффициента мощности электрической нагрузки, подключенной к СТ. Для определения рекомендуется использовать формулу:

При расчетах, выполняемых в ходе проведения энергетических обследований объектов, следует учитывать, что фактические значе-

ния РХХ могут отличаться от значений, приведенных в справочниках или в паспортах [4, 6].

В работе [6] приводятся данные по анализу паспортных и фактических потерь XX для ряда силовых трансформаторов напряжением 110 кВ, эксплуатирующихся на одном из предприятий электрических

35

сетей (ПЭС). При этом установлено значительное превышение измеренных значений потерь ХХ над паспортными (заводскими). В целом суммарное превышение потерь ХХ в трансформаторах 110 кВ по некоторым ПЭС составило примерно 30 %.Учет этого фактора при расчетах потерь мощности и электроэнергии в сети позволил уточнить их значения на 15 %.

Увеличение потерь XX в процессе эксплуатации происходит и в трансформаторах малой мощности. Однако получение экспериментальных данных для СТ малой мощности, затруднено, так как в соответствии с указаниями нормативного документа [8] потери XX в трансформаторах до 1000 кВА измеряют только после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. Поэтому анализ потерь XX выполнялся для более чем 1000 трансформаторов 10 кВ мощностью от 25 до 630 кВА после их ремонта. В табл. 2.4 приведены среднестатистические значения потерь XX для таких трансформаторов.

Уравнение усредненного превышения фактических потерь холостого хода СТ мощностью до 1000 кВА над паспортными, полученное в результате обработки вышеприведенных данных, представляет собой степенную функцию [6]

δ РХ.ПР = 296,29Sном-0,389 , %.

Таблица 2.3

Технические характеристики силовых трансформаторов

Окончание табл. 2.3

37

Из табл. 2.4 видно, в некоторых случаях фактические значения DРХХ в 2 раза и более превышают номинальные значения, приведенные в справочниках. Потери XX зависят от качества сборки трансформатора ремонтным персоналом. При хорошей сборке их значения должны лишь незначительно превышать паспортные.

Авторы работы [6] предлагают при определении фактических потерь ХХ в трансформаторах, прошедших ремонт, добавлять величину превышения к паспортным значениям

Следует отметить, что фактические значения потерь мощности холостого хода для трансформаторов со сроком службы более 20 лет возрастают в среднем с интенсивностью 1,75 % в год [6]. Считаем целесообразным учитывать это обстоятельство при решении вопроса о замене незагруженных трансформаторов при проведении работ по энергетическим обследованиям объектов.

2. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЗАМЕНЕ НЕДОЗАГРУЖЕННЫХ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для примера выполним расчеты по определению величины экономии электроэнергии при замене недогруженного маслонаполненного трансформатора мощностью 1000 кВА, работающего с коэффициентом загрузки 0,4, трансформатором мощностью 630 кВА также с масляным заполнением. Трансформатор обеспечивает ЭЭ электроприемники установки комплексной подготовки газа. Срок службы трансформатора 17 лет.

Величина фактического коэффициента загрузки трансформатора 630 кВА будет равна

где Sср.м = Sномстар.т × 0,4 = 1000 × 0,4 = 400 кВА.

Технические характеристики СТ принимаем из табл. 2.3.

38

Согласно рекомендациям [1, 5] примем следующие значения величин, входящих в уравнение потерь электроэнергии:

T= 8760 ч; τ = 7500 ч.

Сучетом этого потери электроэнергии в трансформаторах 1000 кВА и 630 кВА составят:

DW1000 = 1,9 ×8760 +10,8 × 0,42 × 7500 = 29604 кВт ×ч;

DW630 = 1,3 ×8760 + 7,6 × 0,6352 × 7500 = 35371,8 кВт× ч.

Следовательно, при замене недогруженного трансформатора 1000 кВА на трансформатор 630 кВА потери электроэнергии не уменьшатся, а возрастут на величину:

δ W = 34371,8 − 29604 = 4767,8 кВт ч.

При питании от трансформатора потребителей, работающих в две смены и имеющих величину τ = 5000 ч, при тех же значениях коэффициента загрузки потери электроэнергии возрастут на величину

δW = 1305,9 кВт ч.

Итолько при времени максимальных потерь τ = 4000 ч, при коэффициенте загрузки трансформатора 630 кВА КЗ630 = 0,635 потери

матора экономия электроэнергии от его замены возможна также

мощностью 1000 кВА и 630 кВА коэффициент загрузки трансформа-

630 кВА, потери электроэнергии возрастут на 368,8 кВт ч. Равенство потерь электроэнергии при указанных коэффициентах загрузки в трансформаторах 1000 кВА и 630 кВА будет при τ = 7000 ч .

На основе приведенных выше расчетов сделан вывод. При замене недогруженного трансформатора с масляным заполнением мощностью 1000 кВА на трансформатор 630 кВА снижение потерь электроэнергии

втрансформаторах будет происходить при следующих условиях:

–при нагрузке меньше 290 кВА со временем максимальных потерьτ = 7500 ч ;

Результаты расчетов по определению величины экономии электроэнергии при замене недогруженного трансформатора серии ТМ мощностью 1000 кВА трансформатором мощностью 630 кВА этой же серии приведены в табл. 2.5.

Для объектов, относящихся по надежности электроснабжения потребителей к I категории, вопрос о замене недогруженного трансформатора 1000 кВА трансформатором 630 кВА может рассматриваться с технической стороны только при КЗ ≤ 0,4 для трансформатора 1000 кВА.

Одним из путей, позволяющих повысить эффективность работ по замене незагруженных трансформаторов, является создание в рамках определенного энергетического предприятия обменного фонда трансформаторов. В этом фонде необходимо иметь рациональное число силовых трансформаторов различного исполнения, различной мощности.

К настоящему времени многими организациями освоен выпуск масляных СТ с улучшенными характеристиками (меньшая величина потерь ХХ, потерь КЗ, объема масла, шума и т.д.). Например, энергоэффективные СТ производятся следующими предприятиями: ОАО «Алттранс» – энергоэффективные трансформаторы серий ТГМЭ, ТМГЭ2; Группа компаний «Электрощит – Самара»; Подольский трансформаторный завод (www.transformator.ru) – трансформаторы серий ТМ (г)12.

40