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 ΔP_ХХ – относительное увеличение потерь ХХ по отношению к паспортным данным трансформатора, %;
ΔP_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 ΔP_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 ΔP_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 ΔP_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.