Диплом распечатать Бородулин К.В. (Продление срока эксплуатации тяговых трансформаторов при реализации тяжеловесного движения на участке Бикин - Губеров), страница 9

Таблица 4.2 – Термический износ изоляции обмоток при новой схеме подключения

Рисунок 4.4 – Зависимость времени эксплуатации от термического износа изоляции на подстанции Ласточка

Анализируя таблицу 4.2 и рисунок 4.4 можно сказать, что интенсивность термического износа обмотки CZ тягового трансформатора на подстанции ласточка уменьшилось более чем на 2,5 суток для рассматриваемого установившегося режима.

Следовательно, на рассматриваемом тяговом трансформаторе, подключенном по схеме «а», интенсивность термического износа обмотки BY максимальна.

Рисунок 4.5 – Подключение трансформатора по схеме «а» на подстанции Губерово

Таблица 4.3 – Термический износ изоляции обмоток при новой схеме подключения

Рисунок 4.6 – Зависимость времени эксплуатации от термического износа изоляции на подстанции Губерово

Анализируя таблицу 4.3 и рисунок 4.6 можно сказать, что интенсивность термического износа обмотки CZ тягового трансформатора на подстанции Губерово уменьшилось более чем на 22 часа для рассматриваемого установившегося режима.

Следовательно, на рассматриваемом тяговом трансформаторе, подключенном по схеме «а», интенсивность термического износа обмотки BY максимальна, а обмотки CZ минимальна.

Схема подключения трансформаторов тяговых подстанций Бикин, Ласточка и Губерово на рассматриваемом участке ДВостЖД на основе выбранных схем подключения представлена на рисунке. 4.7.

Рисунок 4.7 ‒ Схема подключения тяговых трансформаторов участка Бикин‑Губерово

Новые схемы подключения трансформаторов тяговых подстанций железных дорог переменного тока, позволяют продлить срок эксплуатации тягового трансформатора за счет снижения интенсивности износа изоляции обмоток AX или CZ.

Таким образом, подключение рассматриваемых тяговых трансформаторов на участке Бикин – Губерово по схеме «а» продлит срок эксплуатации по термическому износу изоляции обмоток более чем на 2,5 суток для подстанций Бикин и Ласточка, на 22 часа больше на подстанции Ласточка соответственно, в рамках одного дня эксплуатации.

Рисунок 4.8 – Максимальная мощность обмоток трансформатора после подключения по новым схемам

Анализируя рисунок 4.8 видно, что наиболее нагруженной обмоткой тяговых трансформаторов на всех подстанциях при новых схемах подключения является обмотка BY, которая в рассматриваемый момент эксплуатации обладала наименьшей интенсивностью износа.

Были разработаны новые схемы подключения тяговых трансформаторов к распределительным устройствам, снижающие интенсивность износа изоляции выбранной обмотки, на рассматриваемом участке, а также выполнено подключение тяговых трансформаторов по новым схемам продляет срок эксплуатации по износу изоляции обмоток.

5 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕР ПО ПРОДЛЕНИЮ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЯГОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

5.1 Основные положения оценки эффективности трансформаторов

Одним из способов оценки эффективности тяговых трансформаторов, является анализ вложенных материальных средств, с учетом эксплуатационных расходов, а также последующим сравнением с альтернативным вариантом. В данной работе будут сравниваться затраты на эксплуатацию рассматриваемого тягового трансформатора подстанции, подключенного по выбранной новой схеме и затраты на покупку, установку и последующую эксплуатацию нового тягового трансформатора.

Показателем оценки экономической эффективности выбора разработанных новых схем подключения тяговых трансформаторов на подстанции, согласно [20], примем чистый дисконтированный доход.

Стоимостными показателями оценки тяговых трансформаторов служат:

– капитальные вложения

– предстоящие эксплуатационные расходы.

Следует также подметить, что высокие эксплуатационные расходы уменьшают ценность тяговых трансформаторов для потребителя, низкие – увеличивают ценность предложения.

Стоимость приобретения – это отпускная цена на новый тяговый трансформатор на момент заключения договора о поставке его.

К будущим эксплуатационным расходам относят:

– стоимость установки на месте его эксплуатации;

– затраты на выполнение профилактических, текущих и капитальных ремонтов;

– ликвидационные затраты;

– стоимость потерь электрической энергии в результате эксплуатации тягового трансформатора.

Анализ эксплуатационных затрат осуществляется в пределах расчетного периода времени, длительность которого может составлять месяц, квартал, год и т.д. В данной работе расчетный период времени принимаем равный году эксплуатации тягового трансформатора [12]. Экономическую эффективность предложенного метода будем обосновывать в соответствии с методом, представленного в работе [6].

Определим более выгодный вариант, произведя сравнения капитальных и текущие затраты, связанные с покупкой новых тяговых трансформаторов, а также на переподключение старых трансформаторов по выбранным новым схемам.

В капитальные затраты в первом варианте будет входить цена нового тягового трансформатора. В текущие расходы входят расходы на амортизацию, расходы на обслуживание и расходы на электрической энергии.

. (5.1)

В капитальные затраты по второму варианту будут входит расходы на переподключение трансформаторов, демонтаж, монтаж, ошиновку от вводов и расходы на материалы необходимые для этого. Текущие расходы такие же, как и в первом случае, так как трансформаторы не отработали полный срок службы в 25 лет.

5.2 Оценка стоимости потерь электроэнергии в процессе работы тяговых трансформаторов

Основными электрическими параметрами тягового трансформатора, определяющие экономичность его работы, являются:

– потери холостого хода;

– потери короткого замыкания.

Потери холостого хода возникают по причине перемагничивания стали сердечника. Потери холостого хода не зависят от нагрузки трансформатора и являются постоянной составляющей полных потерь мощности в трансформаторе. Потери холостого хода зависят от качества трансформаторной стали, из которой изготовлен магнитопровод трансформатора, от технологии изготовления магнитной системы, качества проектирования магнитопровода и материальной базы.

Потери короткого замыкания представляют собой сумму потерь в проводе обмоток и дополнительных потерь в стенках бака и других металлических частях, вызываемых потоками рассеивания. Потери короткого замыкания являются переменной частью полных потерь мощности, т.к. меняются в зависимости от нагрузки трансформатора. Потери короткого замыкания зависят от материала обмоток, количества витков, плотности тока, некоторых инженерных приемов.

Номинальные потери холостого хода и короткого замыкания тягового трансформатора устанавливаются на стадии конструкторской разработки с учетом технологических возможностей предприятия, который его производит, и указываются в технических условиях или технических характеристиках, которые согласовываются с Заказчиком.

При измерении потери холостого хода и короткого замыкания могут различаться с номинальными в пределах, установленных в технических условиях допусков (в основном допуск на потери холостого хода составляет – 15%. Допуск на потери короткого замыкания составляет – 10%) и указываются в Паспорте данного трансформатора.

Расчет стоимости потерь электрической энергии в процессе эксплуатации тягового трансформатора (критерий энергоэффективности трансформатора) производится по следующей формуле [21].

, (5.2)

где T – время работы трансформаторов в год, час; – потери холостого хода, руб, – потери короткого замыкания, руб; – коэффициент загрузки трансформатора, руб; – цена на электроэнергию, руб/кВт час.

Известно, что со временем эксплуатации потери мощности в магнитопроводе трансформатора увеличиваются [6]. Поэтому потери для действующих тяговых трансформаторов рассматриваемых подстанций: кВт, а для новых трансформаторов в соответствии [6] – кВт. Потери короткого замыкания для обоих случаев составляют 200 кВт. Средний тариф на электрическую энергию для компенсации потерь потребителя ОАО «РЖД» в 2017 году составит 2 руб/кВтч [20]. Коэффициент загрузки трансформатора примем равным 0,75.

Выполним расчет стоимости потерь электрической энергии в процессе эксплуатации тягового трансформатора для тассматриваемых вариантов по формуле (5.2).

тыс. руб/год.

тыс. руб/год.

5.3 Оценка расходов, возникающих в процессе работы тягового трансформатора

В период эксплуатации тягового трансформатора потребитель несет эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием данного оборудования на объекте, осуществлением испытаний, предусмотренных ПУЭ. Суммарные затраты на реализацию указанных работ для тяговых трансформаторов, определяем по формуле (5.3). Для тяговых трансформаторов классом напряжения 220 кВ и выше ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт, составляют 4,9 % [6] от стоимости трансформатора ( ).

. (5.3)

По формуле (5.3) выполним расчет затрат на эксплуатацию трансформатора, которое включает в себя его обслуживание, межремонтные испытания и ремонт. Для обоих вариантов значение будет одинаково, т.к. установленные трансформаторы не отработали свой срок службы.

тыс. руб/год.

При этом, для первого варианта – установка двух новых тяговых трансформаторов, стоимость капитальных вложений составит 160 000 тыс. руб. Для второго варианта – подключение двух тяговых трансформаторов по выбранной новой схеме, в капитальные вложения входят работы по демонтажу и монтажу, ошиновки от вводов напряжением 220, 27,5 и 10 кВ и материалы необходимые для этого, что составит около 500 тыс. руб. [6].

Амортизационные отчисления представляют собой накопления, предназначенные для замены оборудования по истечении срока его службы. Они определяются по нормам от стоимости объектов основных средств и входят в затраты предприятия.

В экономической деятельности предприятий могут быть использованы различные методы по начислению амортизации: линейный; ускоренный; замедленный. Наиболее часто применяется линейный метод расчета

Амортизационные отчисления находятся по формуле (5.4). Амортизационные отчисления а_р для тяговых трансформаторов подстанций составляют 6,7 % [6]. Для действующих тяговых трансформаторов со сроком эксплуатации более 20 лет а_р  0 % , для новых трансформаторов примем а_р  6,7 %.

. (5.4)

Расходы на амортизационные отчисления для обоих вариантов найдем по формуле (5.4).

тыс. руб.

тыс. руб.