Оценка и повышение энергоэффективности работы трансформаторов при проведении энергетического обследования

Введение. В практических условиях комплексная оценка потенциала энергосбережения на промышленных предприятиях осуществляется в результате проведения энергетического обследования (энергоаудита), основная задача которого состоит в формировании программы по энергосбережению, способствующей в перспективе минимизировать затраты топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в процессе производства товарной продукции. На сегодняшний день очевидные и легкореализуемые мероприятия, не требующие детальной проработки, практически исчерпаны. В связи с чем, возникает необходимость более обстоятельного анализа возможности повышения энергоэффективности работы элементов систем энергоснабжения, как в целом, так и по отдельности. К одним из наиболее важных элементов внутризаводского электроснабжения следует отнести трансформаторные подстанции, которые формируют условно-постоянные и переменные (нагрузочные) потери электроэнергии [1, 2]. Авторами статьи отмечено, что при проведении энергетического обследования промышленных предприятий и организаций не уделяется должное внимание вопросам повышения энергетической эффективности трансформаторов, в связи с чем, актуальным является разработка способа оценки потенциала энергосбережения, определяющего порядок действий для достижения максимального эффекта от регулирования режимов работы трансформаторов.

Общий подход. По мнению авторов, порядок оценки потенциала энергосбережения при анализе режимов работы трансформаторных подстанций должен включать следующие этапы (рисунок 1):

• •    определение среднегодового коэффициента загрузки и расчетной мощности подстанции;

• •    определение оптимальной нагрузки трансформаторов при которой затраты электроэнергии минимальны;

• •    определение оптимального количества трансформаторов при существующей среднегодовой электрической нагрузке;

• •    определение затрат электроэнергии в существующих и альтернативных силовых трансформаторах.

В общем случае приведенный алгоритм устанавливает порядок действий энергетических служб для достижения предельного энергосбережения, т.е. позволяет определить какое направление наиболее эффективно, к примеру, замена трансформаторов, перевод нагрузки или дозагрузка существующих.

Для более точного анализа электрических нагрузок, при наличии информационного измерительных систем, целесообразно использовать 30-и минутные значения активной и реактивной мощности, охватывающие годовой интервал времени, что в общей сложности составляет 365 суток. При отсутствии автоматизированного сбора статистических данных необходимо использовать результаты системных измерений по подстанциям за характерные летние и зимние сутки с выделением максимальных режимов.

Определение коэффициент загрузки и расчетной мощности подстанции

Определение оптимальной нагрузки трансформаторов для минимизации потерь электроэнергии

Определение оптимального количества трансформаторов при существующей электрической нагрузке

Определение затрат электроэнергии в существующих и альтернативных силовых трансформаторах

Рисунок 1 - Этапы комплексной оценки потенциала энергосбережения при работе силовых трансформаторах

В дальнейшем в статье рассмотрен пример для одной из трансформаторных подстанций предприятия по производству газового оборудования, основными потребителями которой являются энергоемкие литейные комплексы и плавильно-раздаточные печи. На подстанции установлены два трансформатора серии ТМЗ-1000/10 с номинальной мощностью 5 _но м. _тр=1000 кВА. Один трансформатор работает на общую нагрузку, второй находится в холодном резерве. Основные технические характеристики: потери холостого хода А Р _хх=1,4 кВт; потери короткого замыкания А Р _кз=10,8 кВт; номинальное напряжение высокой стороны U вн =10 кВ; напряжение короткого замыкания U _к=5,5 %.

Определение расчетной электрической нагрузки

Для определения величины расчетной нагрузки подстанции предложен статистический метод, согласно которому групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения с плотностью вероятности [3]:

( 5 - 5 c ) 2

f ( 5 ) = Ц= e ^{2 ст} 2 .                  (1)

□V 2п где 5 - значение 30-и минутной электрической нагрузки, кВА; 5c -среднее значение электрической нагрузки, кВА; □ -среднеквадратическое отклонение электрической нагрузки, кВА [4,5]:

^ = 1 -i(Si -Sc)2.                      (2)

n i = 1

где n - объем выборки статистических данных.

Для проверки гипотезы о нормальности распределения электрической нагрузки и оценки степени согласованности теоретического (нормального) и статистического распределений использован критерий Колмогорова-Смирнова в соответствии с которым:

• 1.    Определяется эмпирическая функция распределения F_n ( x ) и предполагаемая теоретическая функция распределения F ( x ) [3].

• 2.    Определяется мера расхождения между теоретическим и эмпирическим распределением D [3]:

3. Определяется статистика критерия Колмогорова-Смирнова [3]:

D = max | F n ( x ) - F ( x ).                   (3)

-ю< . <ю

На рисунке 2 приведены результаты построения функций распределения F(x) и теоретической плотности вероятности f(x).

Эмпирическое распределение            Теоретическое распределение

Рисунок 2 - Проверка на нормальность статистической выборки. Определение меры расхождения эмпирической и теоретической функции распределения

Х = DpnL ,              (₄)

• V ⁿ 1 + ⁿ 2

где n i , n 2 - объем теоретической и экспериментальной выборки.

В случае если X окажется больше критического Хо, определенного на уровне значимости а, то нулевая гипотеза Но о том, что случайная величина электрической нагрузки S имеет заданный закон распределения, отвергается. Если λ ≤ λα , то гипотеза о схожести теоретической и эмпирической выборке H0 принимается.

Максимальное значение меры расхождения в исследованной выборке составило D max =0,026, а критическое значение λ_α при уровне значимости 0,05% не превышала 1,36, что больше расчетного λ = 0,34. Условие нормальности распределения погрешности моделирования выполняется.

Таким образом, можно считать, что случайная величина S i в i -м наблюдении, распределенная по нормальному закону, будет находиться в интервале [6]:

[ S _c -β⋅σ ; S _c +β⋅σ ] . (5)

где β – кратность меры рассеяния (β = –3…+3).

Если в качестве верхнего предела принята кратность меры рассеяния величина β =2,5, то вероятность превышения фактической нагрузки расчетное значение составляет 0,5 %, что определяет достаточно высокий тепловой запас при работе трансформаторов. На рисунке 3 превышение случайной величины S i расчетное значение S _р = S _c+2,5σ обусловлено изменением случайных факторов и не является характерным для нагрузок данного производства.

^™ График изменения полной мощности КТП, кВА

Расчетная мощность КТП, кВА

Рисунок 3 – Годовой график электрической нагрузки подстанции

Если в результате накопления статистических данных электрический нагрузок произошла потеря информация, то для заполнения пропуска временных рядов используется процедура восстановления данных по предыстории входных параметров, изложенная в работе [7].

Для исследованной подстанции расчетная полная нагрузка, определенная статистическим методом составила S р =393 кВА. Средняя полная мощность на основании графиков нагрузок составила S с =130 кВА. Средний коэффициент загрузки исследуемых трансформаторов не превышал 0,13.

Определение оптимальной нагрузка подстанции

Значение оптимальной нагрузки характеризуется минимальными потерями мощности в силовых трансформаторах и, соответственно, максимальным коэффициентом полезного действия [8]:

пиш

P опт

, опт + тр

где Р _опт – оптимальная активная мощность, кВт:

Ропт  5опт " cos ф, где  Sопт – оптимальное значение полной мощности подстанции, кВА; cos ф - коэффициент активной мощности; АРтр - суммарные потери мощности в трансформаторе, кВт [9]:

А Р тр

= n " А Р х _х

+ — n

^л 5 ° опт

Л 2

к ‘-’ном.тр J

А Р кз .

Максимальный коэффициент полезного действия достигается при равенстве потерь мощности в обмотках трансформатора и в магнитопроводе [10]:

1 n

⁵ опт

Л 2

к -’ном.тр J

А Р кз

= n " А Р _хх,

Оптимальная нагрузка трансформатора определяется в результате решения уравнения (9):

1 n

к

5 опт

s ном.тр J

А Р кз

= n " А Р _хх.

При определении оптимальной нагрузки исследованной подстанции учтено, что один из двух трансформаторов полностью отключен от сети (работает в холодном резерве). Тогда при известных технических характеристиках оптимальная нагрузка трансформаторов, определенная по формуле (10), составила 360 кВА. При перераспределении нагрузки подстанции с увеличением средней мощности со 130 кВА до 360 кВА коэффициент полезного действия увеличится с 98,8% до 99,2%, что приведет к снижению потерь мощности в трансформаторах на 1,22 кВт.

Определение оптимального количества трансформаторов Граница электрической нагрузки, при которой суммарные потери мощности для одного и двух трансформаторов совпадают, определяется исходя из равенства [8]:

(

А Р хх

+

S с

\2

к ^u ном.тр J

А Р кз

= n -А Р _хх

+1 ( n

к

S с

Л2

°ном.тр J

А Р кз ,

Тогда для двухтрансформаторной подстанции, решая уравнение (11), среднее значение электрической нагрузки на границе равенства потерь мощности [8]:

S г

= X ном.тр

А Р хх 0,5 -А Р _К з '

Величина 5 _г определяет границы включения одного или двух трансформаторов в зависимости от средней нагрузки. Если средняя нагрузка потребителя меньше мощности 5 _г целесообразна работа одного трансформатора с выводом в холодный резерв другого. При нагрузке потребителя более 5 _г целесообразна работа двух трансформаторов. Стоит также отметить, что при анализе включения одного или двух трансформаторов кроме вышесказанного необходимо учитывать величину расчетной нагрузки S р . К примеру, может возникнуть случай, когда средняя нагрузка окажется меньше граничной 5 г в таком случай оптимальным является эксплуатация на одном трансформаторе, однако, за счет большой дисперсии нагрузок в течение суток величина 5 _р может оказаться существенно выше номинальной мощности трансформатора S ном.тр , что приведет к систематическим перегрузкам. Обобщая вышесказанное условие оптимального выбора:

Г 5 _с <  5 _г

N = 1 при L           ,                  (13)

[ ⁵ р <  ⁵ ном.тр

N = 2 при 5 опт >  5 _г.

Для исследуемой подстанции граничная мощность составила 5 _г = 509,2 кВт, следовательно существующий режим работы с включенным одним трансформатором является оптимальным. На рисунке 4 приведено изменение годовых потерь электроэнергии от загрузки подстанции и количества включенных трансформаторов. Пересечение характеристик определяет граничную мощность нагрузки.

Стоит отметить, что эксплуатация трансформатора в холодном резерве с учетом требований к надежности системы электроснабжения потребителей I, II категории допустима при наличии автоматического ввода резерва (АРВ). При продолжительном отключении трансформатора от питающей сети возрастает вероятность появления конденсата в масле, что существенно снижает его диэлектрические свойства. Реализация данного мероприятия возможна при включении каждого из трансформаторов попеременно.

^^^^^^еДля 1-го трансформатора          Для 2-х трансформаторов

Рисунок 4 – Изменение годовых потерь электроэнергии от загрузки подстанции и количества включенных трансформаторов

Определение затрат электроэнергии

Одним из самых распространенных способов снизить потери в распределительных сетях является использование энергосберегающих трансформаторов, к примеру, новых энергоэффективных трансформаторов серии ТМГ-15. Существующее производство трансформаторов данной серии начинается с номинала мощности 250 кВА. В связи с высоким сроком окупаемости мероприятий по замене трансформаторов необходимо учитывать возмещения денежных средств за счет продажи старых трансформаторов или сдачи на металлолом, а также учитывать снижения не только электроэнергии, но и мощности при наличии двухставочного или двухставочнодифференцированного тарифа за оплату электроэнергии.

Условно-постоянные затрат электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, тыс. кВт∙ч [8]:

∆ W = n ⋅ ∆ Р .                       (15)

xx        хх

Нагрузочные затраты электроэнергии

в

двухобмо точном

трансформаторе определяются по формуле, тыс. кВт∙ч [11]: 22

А ^ кз = % Q ^c R _т • d • T • 10 ^{- 6} кз ₂ т

ном.т где Рc,Qc – среднее значение активной, кВт, и реактивной мощности, кВар; Uном.т – номинальное напряжение трансформатора высокой стороны, кВ; Rт – сопротивление трансформатора, приведенное к высокой стороне, Ом; T – время работы трансформатора, ч; d – дисперсионный коэффициент, зависящий от показателя формы графика активной и реактивной мощности, который определяется в зависимости от величины Xа [11]:

X

а

Р с

Р 0

Р 2

- Р о

где Р2 , Р0 – величина, максимальной и минимальной нагрузки соответственно, учитывающая при наличии реверс потока

мощности, кВт.

^Р ' "  Р )< Р 1 "  Р ) 2 при Х а S 1 d ( р ) = <    Р 2 + Р 1 2 Р 0                          (18) ( Р 2 — Р 11'* Р 1 — Р ° > при Х,< 1. 2 Р 2 - Р 1 - Р о         а

Величины P 2 и P 0 определяется исходя из следующих соображений:

– при наличии реверса активной мощности:

P2 = Pmax,                             (19) P о = - Рmax                       (20) где Pmax – максимальная нагрузка, кВт; Рmотax – максимальная нагрузка реверса, кВт.

– при отсутствии реверса активной мощности:

P 2 = P max ,                             (21)

P 0 = P min .                             (22)

где P min – минимальная нагрузка, кВт.

Дисперсия реактивной мощности d(Q) определяется аналогично дисперсии активной d(Р) .

Представление результатов расчета предлагается выполнять по форме, приведенной в таблице 1.

Таблица 1 – Представление результатов расчета

Этап	Наименование показателя	Значение
о ю m S Р о 5 о о 5 S s к 2 н •е СО О М S к ч о	Наименование КТП	КТПН-8
	Количество и марка существующих трансформаторов	2хТМЗ-1000/10
	Общее количество трансформаторов, шт.	2
	Количество включенных трансформаторов, в том числе с учетом горячего резерва (без учета холодного), шт.	1
	Номинальная мощность существующего трансформатора, S ном.тр , ВА	1000
	Потери холостого хода, Р хх, кВт	1,4
	Потери короткого замыкания, Р кз, кВт	10,8
	Номинальное напряжение высокой стороны, U вн , кВ	10
	Напряжение короткого замыкания, U к %	5,5
	Среднеквадратичное отклонение, σ, кВА	105
	Кратность меры рассеяния, β	2,5
	Максимальная полная мощность, S м, кВА	433
	Расчетная нагрузка, S р, кВА	393
	Ближайшая большая мощность трансформатора, кВА	400
	Годовой расход электроэнергии на основании ГЭН, W год, кВт∙ч	1119915
	Число часов использования максимума нагрузки, Т м , ч	1761
	Средний коэффициент мощности, cosφ	0,99
	Средний коэффициент загрузки, k з	0,13
о о P l и ° § Ч CD CD У Pi S	Мощность нагрузки при равенстве потерь активной мощности для работы на одном и двух трансформаторах, S г, кВт	509,2
	Рекомендованное количество трансформаторов к включению, N , шт.	1
	Примечание	Существующий режим работы ТП(КТП) с включенным одним трансформаторо м является оптимальным

Этап	Наименование показателя	Значени е
й о 5 о ^ к cd Рн X S 2 S 1 m S S л к Г) о А ч 5 Й к ч о	Среднее сальдо активной мощности за расчетный период, Р с, кВт	128
	Максимальное сальдо активной мощности, Р 2, кВт	422
	Минимальное сальдо активной мощности, Р 0, кВт	0,0
	Показатель формы графика по активной мощности, λа	0,4
	Дисперсия активной мощности за расчетный период, d(P)	31803
	Среднее сальдо реактивной мощности, Q c, кВар	22
	Максимальное сальдо реактивной мощности, Q 2 , кВар	96
	Минимальное сальдо реактивной мощности, Q 0, кВар	0,0
	Показатель формы графика по реактивной мощности, λ р	0,3
	Дисперсия реактивной мощности за расчетный период, d ( Q )	1191
	Среднее сальдо полной мощности за расчетный период, S 1 , кВт	130
	Максимальное сальдо полной мощности, S 2, кВт	433
	Минимальное сальдо полной мощности, S 0, кВт	0
	Дисперсионный коэффициент, d	1,96
	Активное сопротивление трансформатора, приведенное к высокой стороне, R т, Ом	1,08
	Переменные технические потери в трансформаторах, Δ W кз , тыс. кВт∙ч	3,12
	Постоянные технические потери в трансформаторах, Δ W хх , тыс. кВт∙ч	12,26
	Итого годовые потери электроэнергии в существующих трансформаторах, W 1 , тыс. кВт∙ч	15,39
5   m Э s я mcg m СЗ s ™ 2 5 g §■ 4 g g 4	Марка предлагаемого трансформатора	ТМГ-15/630
	Мощность предлагаемого трансформатора, S ном.тр , кВА	630
	Потери холостого хода, Р хх, кВт	0,73
	Потери короткого замыкания, Р кз, кВт	6,75
	Активное сопротивление трансформатора, приведенное к высокой стороне, R т, Ом	1,70
	Переменные технические потери в трансформаторах, Δ W кз , тыс. кВт∙ч	4,92
	Постоянные технические потери в трансформаторах, Δ W хх , тыс. кВт∙ч	6,39
	Итого годовые потери электроэнергии в предлагаемых трансформаторах, W 2, тыс. кВт∙ч	11,31
	Экономия электроэнергии, Δ W , тыс. кВтч	4,08

Этап	Наименование показателя	Значение
сЗ u s g s « о a I os 8 О	Оптимальная нагрузка потребителя (при работе с наименьшими потерями), S опт, кВА	360
	Оптимальный среднегодовой коэффициент загрузки трансформатора, к з опт	0,36
	Потери мощности в оптимальном режиме, Δ Р , кВт	2,80
	Фактические потери мощности, А Р ф акт , кВт	1,58
	Максимальный КПД трансформатора, η max , %	99,2%
	Фактический КПД трансформатора, η факт ,%	98,8%

В результате оценки эффективности работы трансформаторной подстанции установлено, что существующая нагрузка позволяет снизить мощность трансформаторов с 1000 кВА до 400 кВА. При сохранении номинальной мощности и замены трансформаторов на энергоэффективные экономический эффект составит 4,12 тыс. кВт∙ч, а срок окупаемости 13,9 лет. При снижении номинальной мощности трансформатора до 400 кВА экономический эффект составляет 2,72 тыс. кВт∙ч при сроке окупаемости 9,3 года. При установке трансформаторов с номинальной мощностью 630 кВА экономический эффект составит 4,08 тыс. кВт∙ч при сроке 8,8 лет, что связано с более оптимальным соотношением потерь в стали и меди трансформатора по сравнению с номиналом мощности в 400 кВА.

Выводы

• 1.    Выполнение комплексного подхода оценки режимов работы трансформаторов необходимо для четкого предоставления о наиболее эффективных направлениях (замена трансформаторов, перевод нагрузки или дозагрузка существующих) для достижения предельного энергосбережения.

• 2.    При анализе включения одного или двух трансформаторов необходимо учитывать величину расчетной нагрузки для предотвращения систематических перегрузок за счет большой

• 3.    Установлено, что снижение мощности трансформаторов для

• 4.    В ряде случаев эксплуатация одного из двух трансформаторов

дисперсии нагрузок в течение суток.

обеспечения нормативного коэффициента загрузки не всегда приводит к наиболее эффективному режиму за счет худшего соотношения потерь в стали и меди трансформатора.

в холодном резерве является наиболее оптимальным режимом, однако при продолжительном отключении трансформатора от питающей сети возрастает вероятность появления конденсата в масле, что существенно снижает его диэлектрические свойства и, соответственно, надежность системы электроснабжения.