Эсм 2. Замена устаревших силовых трансформаторов на современные трансформаторы тмг

Целью данного мероприятия является снижение потерь электроэнергии при ее транспортировке, повышение надежности работы оборудования, снижение рисков возникновения аварийной ситуации.

В настоящее время на предприятии ТОО «АЕS Усть-Каменогорская ТЭЦ» трансформаторный парк состоит из трансформаторов превысивших нормативный срок службы 25 лет (Рисунок 5.2).

Рисунок 5.2- Срок службы трансформаторов

Старое оборудование повышает вероятность возникновения пожаров и взрывов этих трансформаторов, так как плохая герметизация, механические повреждения, наличие посторонних примесей в изоляционной среде и т. д., независимо от типа трансформатора, могут привести к короткому замыканию внутри него и как следствие, к взрыву.

Анализ значений потерь холостого хода показал, что для трансформаторов со сроком службы до 20 лет в качестве обобщенных характеристик допустимо принимать значения потерь холостого хода равным паспортным значениям.

Для трансформаторов со сроком службы более 20 лет потери холостого хода возрастают в среднем с интенсивностью 1,75% (от паспортного значения) в год [1]. Сведения о превышении паспортных значений потерь холостого хода трансформаторов представлены ниже (Таблица 5.5).

Таблица 5.5 - Потери холостого хода трансформаторов

Тип трансформатора	Год ввода в эксплуатацию	ΔРхх (паспортное), кВт	ΔРхх (с учетом срока службы), кВт
ТМЗ-1000	1988	2,75	3,09
ТСЗ-1000	1975	2,20	2,97
ТСЗС-1000	1975	2,20	2,97
ТС-1000	1969	2,20	3,20
ТСЗ-1000	1974	2,20	3,01
ТСЗ-1000	1976	2,20	2,93
ТСЗСУ-1000	1987	2,20	2,51
ТСЗСУ-1000	1989	2,20	2,43
ТСЗСУ-1000	1989	2,20	2,43
ТСЗСУ-1000	1987	2,20	2,51
ТСЗСУ-1000	1987	2,20	2,51
ТСЗСУ-1000	1987	2,20	2,51
ТСЗСУ-1000	1987	2,20	2,51
ТСЗСУ-1000	1987	2,20	2,51
ТСЗСУ-1000	1989	2,20	2,43
ТС-750	1965	4,00	6,10
ТМ-630	1967	1,68	2,50
ТМ-630	1969	1,68	2,44
ТМ-630	1969	1,68	2,44
ТМ-630	1969	1,68	2,44
ТМ-630	1985	1,68	1,97
ТМ-630	1985	1,68	1,97
ТСЗ-630	1985	1,90	2,23
ТСЗ-630	1985	1,90	2,23
ТСЗУ-630	1989	1,90	2,10
ТСЗА-630	1987	1,90	2,17
ТСЗА-630	1987	1,90	2,17
ТМ-560	1967	2,50	3,73
ТМ-560	1951	2,50	4,43
ТМ-560	1953	2,50	4,34
ТМ-560	1956	2,50	4,21
ТМ-560	1956	2,50	4,21
ТМ-400	1977	1,08	1,42
ТСЗ-250	1967	0,75	1,12
ТСЗ-250	1967	0,75	1,12
ТСЗ-250	1985	0,75	0,88
ТМ-100	1963	0,37	0,57

Потери холостого хода трансформаторов, в сравнении со своими паспортными данными, увеличены в 1,11 - 1,77 раза. Наибольшее увеличение соответствует трансформаторам 50-ых годов устаревших номиналов ТМ-560.

Предлагаемое решение

В качестве энергосберегающего мероприятия предлагается заменить морально и физически устаревшие трансформаторы классом напряжения 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ современными трансформаторами ТМГ с улучшенными техническими характеристиками (Рисунок 5.2).

Замена трансформаторов позволит избежать выхода из строя имеющихся трансформаторов, создания аварийных ситуаций, снизить нерациональный расход электроэнергии. Современные масляные трансформаторы ТМГ, в сравнении с установленным оборудованием, имеют ряд преимуществ по эксплуатации:

• не требуют производить отбор пробы масла;

• трансформаторы ТМГ практически не требуют расходов на предпусковые работы;

• трансформаторы ТМГ не требуют расходов на обслуживание в эксплуатации;

• трансформаторы ТМГ не нуждаются в профилактических ремонтах и ревизиях в течение всего срока эксплуатации.

Рисунок 5.2- Трансформатор ТМГ

Экономическое обоснование

Для обоснования мероприятия выполнен сравнительный расчет потерь в устаревших силовых трансформаторах номиналами 1000, 750, 630, 560 400, 250 и 100 кВА и в современных силовых трансформаторах ТМГ номиналами 1000, 630, 400, 250 и 100 кВА. Расчеты выполнялись в соответствии с РД 34.09.253 [2].

Потери электроэнергии в трансформаторе (Эа.т.), обусловлены потерями активной мощности (потерями холостого хода и нагрузочными потерями) и потерями активной мощности в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором:

(5.3)

где к_з = S_ф/S_т.ном. – коэффициент загрузки трансформатора;

S_ф – фактическая загрузка трансформатора;

S_т.ном. – номинальная мощность трансформатора;

Т_п – годовое число часов работы трансформатора, 8760 ч;

Т_раб – число часов работы трансформатора с номинальной нагрузкой;

Р_х = Р_х + к_и.п. ∙Q_х – приведенные активные потери мощности холостого хода;

Р_х – активные потери холостого хода при номинальном напряжении;

к_и.п. – коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности. Характеризует активные потери от источника питания до трансформатора, приходящиеся на 1 квар пропускаемой реактивной мощности, кВт/квар (для предприятий, когда величина его не задана энергосистемой, следует принимать в среднем равным 0,07);

Q_х = S_т.ном ∙ I_х%/100 – реактивные потери мощности холостого хода (I_х% - ток холостого хода, S_т.ном. – паспортные данные);

Р_к = Р_к + к_и.п. ∙ Q_к – приведенные активные потери мощности КЗ;

Р_к – активные нагрузочные потери (активные потери КЗ) при номинальной нагрузке;

Q_к = S_т.ном. ∙ u_к%/100 – реактивные потери мощности КЗ (u_к% - напряжение КЗ, S_т.ном. - паспортные данные).

Сведения о технических характеристиках, а так же расчет всех составляющих потерь электроэнергии в действующих и современных масляных трансформаторах ТМГ представлены ниже (Таблица 5.9 и Таблица 10). Сведения о величине снижения потерь электроэнергии при замене трансформаторов, стоимости трансформаторов (с НДС), стоимости строительно-монтажных работ (СМР) и сроке окупаемости мероприятий по установке трансформаторов представлены ниже (Таблица 5.11).

Таблица 5.6 - Сведения о технических характеристиках и расчет потерь электроэнергии в действующих трансформаторах

№ п/п	Класс напряже-ния,	Тип трансфор-матора	Номин. мощность, кВА	Год ввода в эксплуат.	ΔРхх, кВт	ΔРкз, кВт	Ixx, %	Uk, %	Кип, кВт/квар	ΔQхх, квар	ΔQкз, квар	ΔР'хх, кВт	ΔР'кз, кВт	Sф, кВА	Кзагрузки, о.е.	Тп, ч/год	Тр, ч/год	ΔР'хх∙Тп, кВт*ч	Кз2∙ΔР'кз∙Тр, кВт*ч	ΔЭа, кВт*ч
1	6/0,4	ТС-750	750	1965	6,10	8,80	2,50	8,00	0,07	18,8	60,0	7,41	13,00	113	0,15	8760	1314	64 934	384	65 318
2	6/0,4	ТМ-560	560	1967	3,73	9,40	6,00	5,50	0,07	33,6	30,8	6,08	11,56	84	0,15	8760	1314	53 235	342	53 576
3	6/0,4	ТМ-560	560	1951	4,43	9,40	6,00	5,50	0,07	33,6	30,8	6,78	11,56	14	0,24	8760	2102	59 367	1 399	60 766
4	6/0,4	ТМ-560	560	1953	4,34	9,40	6,00	5,50	0,07	33,6	30,8	6,69	11,56	129	0,23	8760	2015	58 600	1 232	59 832
5	6/0,4	ТМ-560	560	1956	4,21	9,40	6,00	5,50	0,07	33,6	30,8	6,56	11,56	140	0,25	8760	2190	57 450	1 582	59 032
6	6/0,4	ТМ-560	560	1956	4,21	9,40	6,00	5,50	0,07	33,6	30,8	6,56	11,56	101	0,18	8760	1577	57 450	590	58 041

Таблица 5.7 Сведения о технических характеристиках и расчет потерь электроэнергии в трансформаторах ТМГ

№ п/п	Класс напряжения	Тип трансфор-матора	Номинальная мощность, кВА	ΔРхх, кВт	ΔРкз, кВт	Ixx, %	Uk, %	Кип, кВт/квар	ΔQхх, квар	ΔQкз, квар	ΔР'хх, кВт	ΔР'кз, кВт	Sф, кВА	Кзагрузки, о.е.	Тп, ч/год	Тр, ч/год	ΔР'хх∙Тп, кВт*ч	Кз2∙ΔР'кз∙Тр, кВт*ч	ΔЭа, кВт*ч
1	6/0,4	ТМГ	250	0,55	3,1	2,3	4,5	0,07	5,75	11,25	0,9525	3,8875	113	0,5	8760	4380	8343,9	4256,8125	12 601
2	6/0,4	ТМГ	160	0,44	2,65	2,4	4,7	0,07	3,84	7,52	0,7088	3,1764	84	0,53	8760	4643	6209,088	4142,7203	10 352
3	6/0,4	ТМГ	250	0,55	3,1	2,3	4,5	0,07	5,75	11,25	0,9525	3,8875	134	0,54	8760	4730	8343,9	5361,9044	13 706
4	6/0,4	ТМГ	250	0,55	3,1	2,3	4,5	0,07	5,75	11,25	0,9525	3,8875	129	0,52	8760	4555	8343,9	4788,1249	13 132
5	6/0,4	ТМГ	250	0,55	3,1	2,3	4,5	0,07	5,75	11,25	0,9525	3,8875	140	0,6	8760	5256	8343,9	7355,772	15 700
6	6/0,4	ТМГ	250	0,55	3,1	2,3	4,5	0,07	5,75	11,25	0,9525	3,8875	101	0,4	8760	3504	8343,9	2179,4	10523

Таблица 5.8 - Сведения о величине снижения потерь электроэнергии, капитальных затратах и сроке окупаемости

№ п/п	Снижение потерь электроэнергии, кВт*ч/год	Снижение затрат на электроэнергию, тыс. тг/год	Стоимость трансформатора, тыс. тг	Стоимость СМР, тыс. тг	Суммарные затраты, тыс. тг
1	52 717	395379,7	890000	300000	1190000
2	43 224	324181,4	700000	300000	1000000
3	47 060	352951,5	890000	300000	1190000
4	46 700	350249,8	890000	300000	1190000
5	43 332	324992,5	890000	300000	1190000
6	47 518	356382,1	890000	300000	1190000
итого	280551	2104137	5150000	1800000	6950000

Произведем расчет основных экономических показателей реализации данного проекта. Для этого принимаем дисконтную ставку: і=12,5 %.

Результаты расчета основных экономических показателей приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9- Основные экономические показатели

Ежегодные сбережения			Показатели осуществимости ЖЦ
Электроэнергия (кВт∙ч)	Деньги (тенге/г)	Инвестиция (тенге)		NPV (тенге)	SIR	IRR	Срок окупаемости (г)
280551	2104137	6950000		2355480	1,34	23%	3,3