Обоснование необходимости разработки стратегий по замене силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ в электросетевых компаниях

Введение. В современных условиях развития электроэнергетической отрасли Российской Федерации стратегическое управление осуществляется на основе распоряжения [9]. Документ определяет государственные приоритеты в сфере электроэнергетики, направленные на повышение энергоэффективности, надёжности и устойчивости энергетической инфраструктуры.

Наряду с государственной, действует и корпоративная стратегия ПАО «Россети», предусматривающая цифровизацию, модернизацию оборудования и оптимизацию сетевых процессов. Особое внимание уделяется внедрению энергоэффективных технологий, интеллектуальных систем учёта и снижению потерь электроэнергии. Филиалы ПАО «Россети Центр» и ПАО «Россети Центр и Приволжье» проводят техническое перевооружение распределительных сетей 6–10/0,4 кВ, внедряют современные трансформаторы и системы мониторинга, что способствует повышению эффективности электроснабжения.

В рамках реализации государственной политики Российской Федерации в области энергосбережения, основанной на положении [10], отечественные исследователи ведут активную работу по созданию научно обоснованных подходов к развитию и модернизации электросетевого комплекса. Их труды раскрывают различные аспекты эксплуатации, оптимизации работы и критериев замены силовых трансформаторов напряжением 6-10/0,4 кВ, так как силовые трансформаторы остаются ключевым элементом энергосистемы, от состояния и энергоэффективности которых напрямую зависят надёжность работы и потери в электрических сетях.

Так, исследования А.В. Виноградова, А.В. Виноградовой, А.В. Букреева и А.А. Лансберга позволили выявить ключевые причины неэффективной работы трансформаторов 6-10/0,4 кВ - недогрузку, нерациональный выбор мощности и отсутствие достоверных данных о реальных нагрузках. Работы Ю.Д. Волчкова, Н.С. Сорокина, А.А. Лансберга и других авторов показали влияние схем соединения обмоток на эксплуатационные характеристики и потери электроэнергии, а также в ней были предложены рекомендации по их рациональному применению. В исследовании А.А. Лансберга, Н.С. Сорокина и И.Н. Фомина разработана стратегия технического перевооружения трансформаторного парка филиала ПАО «Россети Центр» - «Орелэнерго». При выполнении выпускной квалификационной работы Е.В. Винокуровым проведено исследование по вопросу экономической целесообразности внедрения силовых трансформаторов различных классов энергоэффективности (Х2К2, Х3К2, Х4К3) в сравнении с самым низким классом - Х1К1. В работе А.А. Балабина «Разработка методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов» была предложена оригинальная методика расчёта потерь с учётом срока эксплуатации и капитального ремонта оборудования, что позволило повысить точность расчётов и выявить влияние срока службы трансформаторов на увеличение потерь электроэнергии.

Несмотря на наличие государственных и корпоративных программ, а также научных исследований в настоящее время отсутствует единая стратегия, направленная на системную модернизацию и поэтапную замену трансформаторов 6–10/0,4 кВ. В связи с этим необходимо разработать целевую стратегию по обновлению трансформаторного оборудования, которая станет частью общей стратегии развития электросетевого комплекса России, обеспечив повышение энергоэффективности, снижение потерь и устойчивое развитие энергетической инфраструктуры страны.

Материалы и методы исследования. В работе использовались аналитические методы, включающие систематизацию научно-технической литературы и нормативно-технической документации, касающейся статистических методов обработки эксплуатационных показателей и анализа коэффициентов загрузки трансформаторов, методов расчёта техникоэкономических показателей и определения сроков окупаемости трансформаторов, влияния схем соединения обмоток на эксплуатационные параметры трансформаторов, разработки комплексной стратегии технического перевооружения, моделирования процессов модернизации трансформаторного парка с учётом формирования аварийного запаса.

Результаты и обсуждение. В рамках реализации государственной политики Российской Федерации в сфере энергоэффективности, регламентируемой Федеральным законом [10], в современных условиях развития электроэнергетической отрасли приоритетное внимание уделяется повышению эффективности работы трансформаторного оборудования [11]. Силовые трансформаторы, являющиеся ключевым элементом электрических сетей и обеспечивающие преобразование электрической энергии между различными классами напряжения, характеризуются существенными технологическими потерями, которые возрастают вследствие естественной деградации оборудования, что обусловливает необходимость их поэтапной замены, причём в структуре существующего трансформаторного парка преобладают трансформаторы класса 6–10/0,4 кВ, для которых на данный момент отсутствует комплексная стратегия рациональной замены, хотя отдельные элементы такой стратегии представлены в ряде исследований.

В исследовании [1] представлен комплексный анализ эксплуатационных показателей силовых трансформаторов в электрических сетях в филиале ПАО «Россети Центр» -«Орелэнерго», а именно в Орловском РЭС за период 2016-2022 гг.

В ходе исследования [1] были выявлены основные причины неэффективной работы трансформаторов 6-10/0,4 кВ:

• 1.     необоснованный выбор номинальной мощности трансформаторов;

• 2.      отсутствие данных о фактических нагрузках сетей 0,4 кВ;

• 3.     юридические факторы (единая плата за присоединение до 15 кВт).

За период 2016–2022 годов в Орловском РЭС филиала ПАО «Россети Центр» -«Орелэнерго» было выполнено 1194 оперативных замера нагрузок и напряжений на стороне низкого напряжения 0,4 кВ силовых трансформаторов. Установлено, что 74% от общего количества обследованных трансформаторов (880 единиц) работают с коэффициентом загрузки не более 20% [1].

Среди наиболее распространённых в Орловском РЭС трансформаторов 6-10/0,4 кВ с номинальными мощностями 63 кВА, 100 кВА, 160 кВА и 250 кВА выявлено, что 72–77% электроустановок имеют коэффициент загрузки не более 20%, 16–20% работают при коэффициенте 20–40%, а 3–5% — при коэффициенте 40–60% [1].

Кроме того, обнаружено, что в силовых трансформаторах 6-10/0,4 кВ Орловского РЭС годовые потери холостого хода превышают потери от составляющей короткого замыкания в 1,8–2,9 раза. Доля потерь электроэнергии от составляющей холостого хода для различных номинальных мощностей трансформаторов составляет 65–74% от общих годовых потерь электроэнергии [1].

В дополнение к проведённому исследованию, в работе [1] предложены практические решения по устранению недогрузки силовых трансформаторов.

Технические меры:

• •    внедрение систем мониторинга электрических параметров;

• •    использование интеллектуальных систем учёта электроэнергии;

• •    отключение малозагруженных трансформаторов [1].

Оптимизационные методы:

• •    параллельное включение трансформаторов разной мощности;

• •    точная оценка степени загрузки с помощью современных систем учёта;

• •    оптимизация количества трансформаторов в энергосистеме;

• •    замена недогруженных трансформаторов на оборудование меньшей мощности [1].

В статье [2] рассматриваются актуальные схемы соединения обмоток силовых трансформаторов, которые в настоящее время применяются в филиале ПАО «Россети Центр» - «Орелэнерго». В исследовании проанализированы особенности каждой схемы и составлены практические рекомендации по их эффективному использованию в различных эксплуатационных условиях.

Было установлено, что характеристики [2] схем соединения силовых трансформаторов с высшим напряжением 6–10 кВ оказывают существенное влияние на следующие эксплуатационные параметры: значения токов симметричного и несимметричных коротких замыканий в сети 0,4 кВ; потери электроэнергии и мощности; значения токов на стороне 10 кВ при установившихся коротких замыканиях в сети 0,4 кВ [2].

Следовательно, полученные результаты [2] позволяют сделать важные выводы о необходимости тщательного выбора схем соединения трансформаторов для оптимизации работы сельских электрических сетей и повышения их надежности.

Были выявлены преимущества и недостатки различных схем соединения обмоток силовых трансформаторов [2]:

• 1.      Схема Y/Yн-0 (звезда /звезда с нулём):

• 2.      Схема D/Yн-11 (треугольник /звезда с нулём):

• 3.      Схема Y/Zн-11(звезда /зигзаг с нулём):

Преимущества:   минимальные потери электроэнергии; снижение издержек электросетевых организаций; низкие токи однофазного КЗ в сети 0,4 кВ; малые токи на стороне 10 кВ при несимметричных замыканиях [2].

Недостатки: возможное несрабатывание защиты ЗКА 0,4 кВ при ОКЗ; необходимость дополнительной настройки или замены ЗКА; потребность в секционировании сети [2].

Преимущества: высокая эффективность защиты трансформатора со стороны 10 кВ; высокая устойчивость изоляции на стороне высокого напряжения; широкая область применения для собственных нужд электростанций и подстанций [2].

Недостатки: повышенные потери электроэнергии; большие токи ОКЗ в сети 0,4 кВ; значительные токи в фазах на стороне 10 кВ при несимметричных замыканиях [2].

Преимущества: эффективная защита трансформатора предохранителями на стороне 10 кВ; снижение несимметрии фазных напряжений в сельских сетях; обеспечение качества электроэнергии для потребителей [2].

Недостатки: максимальные потери среди рассмотренных схем; наибольшие токи однофазного КЗ в сети 0,4 кВ [2].

По итогам исследования [2] были составлены рекомендации по применению трансформаторов с разными схемами при сооружении, реконструкции и техперевооружении сельских электрических сетей 0,4 кВ:

• •    Y/Yн-0 рекомендуется использовать при небольших длинах ЛЭП 0,4 кВ и симметричной нагрузке [2];

• •    D/Yн-11 оптимален для длинных ЛЭП 0,4 кВ и собственных нужд ПС, ЭС [2];

• •    Y/Zн-11 эффективен при длинных ЛЭП 0,4 кВ и несимметричной нагрузке [2].

В работе [3], представлен прогресс современной науки и техники, который позволяет существенно снизить потери в трансформаторах за счет применения новых материалов в магнитопроводе: электротехнических сталей, нанокристаллических сплавов и высокотемпературных сверхпроводников.

По результатам анализа трансформаторного парка филиала ПАО «Россети Центр» — «Орелэнерго» за 2022 год выявлено, что из общего количества оборудования, составляющего 6206 единиц, лишь 268 трансформаторов соответствуют современным требованиям энергоэффективности, при этом у значительной части эксплуатируемого оборудования, а именно у трансформаторов возрастом от 25 до 50 лет, зафиксированы существенные отклонения от нормативных показателей - потери холостого хода превышают установленные нормы в два раза [3].

В качестве решения проблемы разработаны несколько стратегий технического перевооружения, включая комплексную программу замены оборудования. Наиболее эффективным признано ежегодное обновление 33 трансформаторов мощностью 630 кВА, обеспечивающее экономический эффект 18,62 млн рублей за 10 лет. Оптимальным практическим решением стала комплексная стратегия с заменой 79 трансформаторов разных мощностей, дающая эффект 15,17 млн рублей за тот же период [3].

Практическая ценность исследования определяется возможностью реализации предложенных мероприятий, которые обеспечат снижение суммарных потерь электроэнергии на 2,3% [3] и формирование оптимального аварийного запаса оборудования. Наибольший экономический эффект достигается при модернизации трансформаторов номинальной мощностью 63, 400 и 630 кВА, что обосновывает эффективность выбранного направления технического перевооружения.

Тем не менее, процесс практического внедрения инновационных разработок характеризуется низкими темпами реализации. Так, по состоянию на 2022 год в филиале ПАО «Россети Центр» - «Орелэнерго» эксплуатируется лишь 18 аморфных трансформаторов, что свидетельствует о существенном разрыве между имеющимся потенциалом модернизации и реальными темпами её осуществления [3].

В рамках выполнения выпускной квалификационной работы [8] осуществлено комплексное исследование [4,5,6], направленное на сравнительный анализ экономической эффективности внедрения энергоэффективных трансформаторов. Предметом исследования выступили трансформаторы классов Х2К2, Х3К2, Х4К3, которые были сопоставлены с базовым классом энергоэффективности Х1К1.

Была проведена сравнительная оценка эксплуатационных характеристик трансформаторов различных классов энергоэффективности. Основой исследования послужил стандарт организации ПАО «Россети Центр» СТО 34.01-3.2-011-2021, регламентирующий технические требования к силовым трансформаторам и разделяющий их на классы энергоэффективности.

Были рассмотрены трансформаторы производства ведущих российских и зарубежных предприятий, которые активно ведут сотрудничество с филиалом ПАО «Россети Центр» -«Орелэнерго». Среди этих производителей – завод «СВЭЛ» [12], «Электрощит Самара» [13], Минский электротехнический завод им. В. И. Козлова [14].

Данные производители представляют на рынке силовые трансформаторы всех исследуемых классов энергоэффективности Х1К1, Х2К2, Х3К2, Х4К3.

Произведен расчет сроков окупаемости дополнительных капиталовложений на установку энергоэффективных трансформаторов, а также расчет капитальных затрат, включающих стоимость оборудования, монтажные работы и транспортные расходы. Определены годовые потери электроэнергии в трансформаторах с учетом действующего тарифа филиала ПАО «Россети Центр» - «Орелэнерго» на 2024 год, составляющего 3,445 рубля за киловатт-час электроэнергии, предназначенной для компенсации потерь.

Расчёты показали, что для трансформаторов мощностью 25 кВА срок окупаемости составляет от 20 до 58 лет; в данном классе наиболее целесообразно использовать трансформаторы Х1К1 при любой загрузке и Х2К2 при загрузке от 98%. Для трансформаторов мощностью 40 кВА срок окупаемости варьируется от 19 до 38 лет, при этом трансформаторы Х2К2 целесообразно применять при любой загрузке, а Х3К2 при загрузке от 40%. Для трансформаторов мощностью 100 кВА срок окупаемости составляет от 8 до 52 лет, и этом классе рекомендуется использовать трансформаторы Х2К2 и Х3К2 при любой загрузке. Для трансформаторов мощностью 160 кВА срок окупаемости изменяется в пределах от 5 до 98 лет; здесь оптимально применять трансформаторы Х2К2 при любой загрузке, а Х3К2 — при загрузке от 40%. Для трансформаторов мощностью 250 кВА срок окупаемости находится в диапазоне от 7 до 102 лет, при этом предпочтительнее использовать трансформаторы Х2К2 при загрузке от 10% и Х3К2 - при загрузке от 35%.

В работе [7] представлено комплексное исследование, направленное на повышение точности расчёта потерь электроэнергии в силовых трансформаторах (СТ), длительно находящихся в эксплуатации и прошедших капитальный ремонт с разборкой магнитопровода.

В исследовании [7] выполнен анализ состояния трансформаторного парка филиала ПАО «Россети Центр» - «Орелэнерго» (на 2008 год), согласно которому около 50 % оборудования эксплуатируется более 25 лет, а значительная часть трансформаторов прошла капитальный ремонт вне заводских условий, что вызывает увеличение потерь холостого хода до двукратного превышения паспортных значений. Установлено, что существующие методики расчёта потерь не учитывают длительность эксплуатации и факт разборки магнитопровода, что приводит к существенным погрешностям в оценке энергетической эффективности трансформаторов.

Для решения выявленных проблем разработаны регрессионные математические модели [7], учитывающие изменение потерь мощности в магнитопроводах в зависимости от срока эксплуатации и наличия капитального ремонта. Модели базируются на статистических данных замеров потерь в трансформаторах напряжением 6-10, 35 и 110 кВ, эксплуатируемых в энергосистемах Орловской, Курской и Белгородской областей.

Результаты показали, что увеличение срока службы трансформаторов и проведение капитального ремонта с разборкой магнитопровода вызывают рост потерь мощности в среднем на 30–50 % по сравнению с паспортными данными. В работе [7] предложена новая методика расчёта потерь электроэнергии в магнитопроводах, позволяющая скорректировать потери холостого хода с учётом этих факторов.

Для автоматизации расчётов созданы программные комплексы РПСТ 35-110 и РПСТ 610, реализующие разработанную методику. Программы внедрены в филиал ПАО «Россети Центр» - «Орелэнерго», что позволило повысить точность расчёта потерь на 30 % при учёте срока эксплуатации и на 6,5 % при учёте капитального ремонта.

Практическая значимость исследования заключается в возможности применения методики при:

• •    планировании замены недогруженных и устаревших трансформаторов;

• •    обосновании целесообразности проведения капитальных ремонтов;

• •    уточнении структуры технических и коммерческих потерь в электрических сетях.

Применение разработанных моделей и программных средств обеспечивает повышение энергетической эффективности трансформаторных парков, уменьшение эксплуатационных затрат и улучшение качества расчётов потерь электроэнергии в распределительных сетях.

Анализ показал, что исследования в области разработки стратегии по замене силовых трансформаторов напряжением 6-10/0,4 кВ ограничиваются неполным или односторонним рассмотрением технических, экономических и эксплуатационных аспектов, что затрудняет принятие обоснованных управленческих решений в области модернизации трансформаторного парка.

Так, например, в исследовании [1] отсутствует комплексный подход к оценке эффективности работы трансформаторов, основанный только на замерах при плановых и аварийных отключениях, что не даёт достоверной картины реальной загрузки оборудования. Экономические аспекты проработаны недостаточно: нет оценок ущерба от потерь электроэнергии, расчётов окупаемости решений и анализа затрат на их реализацию с учётом сезонности, географии и плотности населения.

В работе [2] технические аспекты требуют углублённого изучения: не исследованы вопросы электромагнитной совместимости, влияния качества электроэнергии и климатических факторов на работу трансформаторов. Ограниченность исследования одной моделью оборудования (ТМГ-11) не позволяет объективно оценить эффективность различных технических решений. Отсутствует комплексный анализ факторов внедрения энергоэффективного оборудования, включая региональные особенности эксплуатации и специфику нагрузок.

В научном труде [3] можно выделить следующие существенные недостатки. Отсутствует детальный анализ причин медленных темпов внедрения инновационных разработок при значительном разрыве между потенциалом модернизации и реальными показателями (всего 18 аморфных трансформаторов из 6206 единиц оборудования). Не проведена оценка рисков реализации предложенных стратегий технического перевооружения (финансовых, технических и организационных). Исследование не учитывает возможные изменения в стоимости оборудования и материалов в долгосрочной перспективе (10 лет), что может существенно повлиять на заявленный экономический эффект. Отсутствует сравнительный анализ с альтернативными стратегиями модернизации. Не представлены конкретные механизмы контроля за реализацией программы модернизации и методы оценки её эффективности в процессе внедрения. Исследование ограничивается только экономическим эффектом, не учитывая экологические и социальные аспекты модернизации трансформаторного парка. Не проведена оценка влияния модернизации на надёжность электроснабжения и качество электрической энергии. Отсутствует анализ чувствительности предложенных решений к возможным изменениям в энергосистеме и потребительском спросе. Не рассмотрены вопросы подготовки персонала к работе с новым оборудованием и его обслуживанию. А также исследование не учитывает возможные технологические изменения в отрасли за период реализации программы модернизации.

В представленном исследовании [8], можно выделить следующие существенные недостатки. Отсутствует анализ чувствительности расчётов к возможным изменениям тарифов на электроэнергию в долгосрочной перспективе, что критично при таких длительных сроках окупаемости (до 102 лет). Не учтена возможная инфляция при расчёте экономической эффективности внедрения энергоэффективных трансформаторов. Не проведена оценка рисков, связанных с длительным периодом окупаемости оборудования. В исследовании не рассмотрены альтернативные способы снижения потерь электроэнергии помимо замены трансформаторов. Отсутствует анализ влияния предложенных решений на надёжность электроснабжения потребителей. Не учтён фактор морального и физического износа оборудования за период окупаемости. При расчётах не учтены возможные изменения в структуре потребления электроэнергии и загрузке трансформаторов в будущем. Не проведена оценка экологических преимуществ внедрения энергоэффективных трансформаторов. Отсутствует сравнительный анализ с зарубежным опытом внедрения подобных решений. Не рассмотрены вопросы подготовки персонала к работе с новым оборудованием и его обслуживанию. В исследовании не учтена возможность появления новых, более эффективных технологий за период окупаемости.

В исследовании [7] выявляется ряд проблемных аспектов, снижающих актуальность и универсальность полученных результатов. Прежде всего, используемые экспериментальные данные относятся к 2005-2008 годам, что делает выводы частично устаревшими, поскольку с тех пор в трансформаторостроении появились новые материалы магнитопроводов, технологии ремонта и методы диагностики. Кроме того, работа основана преимущественно на статистике филиала ПАО «Россети Центр» — «Орелэнерго», что ограничивает применимость разработанной методики для других регионов с отличающимися климатическими и эксплуатационными условиями. Методика учитывает главным образом технические факторы — срок службы и наличие капитального ремонта с разборкой магнитопровода, но не затрагивает экономические и организационные аспекты эксплуатации, такие как оценка ущерба от потерь, анализ окупаемости модернизации и сезонные особенности энергопотребления. Разработанные программы расчёта потерь (РПСТ 35-110 и РПСТ 6-10) имеют ограниченный функционал и не интегрированы с современными системами автоматизированного учёта и мониторинга (АСКУЭ, SCADA), что снижает возможности их практического применения. Также исследование не включает трансформаторы высших классов напряжения и не рассматривает влияние режимов нагрузки, несимметрии напряжений и сезонных факторов на изменение потерь, что сужает масштаб и достоверность расчётных результатов.

Полученные результаты подтверждают необходимость дальнейшего обновления трансформаторного парка с учётом современных стандартов энергоэффективности и стратегических целей ПАО «Россети» по модернизации распределительных сетей.

Выводы. Формирование комплексной стратегии развития энергоэффективного оборудования, базирующейся на всестороннем анализе эффективности внедряемых решений, тщательном экономическом обосновании целесообразности инвестиций, учёте региональных особенностей эксплуатации, грамотном управлении рисками реализации проектов, а также соблюдении экологических и социальных стандартов, выступает фундаментальным условием для успешного создания единой стратегии по замене силовых трансформаторов. Подобный подход не только обеспечит устойчивый переход к современным энергосберегающим технологиям, но и создаст прочную основу для долгосрочного развития региональной энергетической инфраструктуры, гарантируя оптимальное сочетание надёжности энергоснабжения, экономической эффективности и рационального энергопотребления.