ПЗ (Продление срока эксплуатации тяговых трансформаторов при реализации тяжеловесного движения на участке Тарманчукан - Кимкан), страница 7

Обмотка cz подключаетсясвоим началом «c» к контактной сети правого плеча питания и концом «z» крельсовой цепи. Обмотка ax подключается своим началом «a» к контактнойсети левого плеча питания и концом «x» к контактной сети правого плеча.Ввод «Aт» обмотки AX высшего напряжения подключается к наименеенагруженной фазе C ЛЭП. Ввод «Вт» обмотки BY высшего напряженияподключается к фазе В ЛЭП, питающей левое плечо подстанции. Ввод «Ст»обмотки CZ высшего напряжения подключается к фазе A ЛЭП, питающейправое плечо подстанции.

Вводы районных обмоток подключаютсясоответственно подключению вводов обмоток высшего напряжения.Уравнения токораспределения по обмоткам будут иметь вид аналогичныйуравнениям (5.1)Т, час242220181614121086420LCZLAX0,10,51LBY1,5L, часРисунок 5.6 – Термический износ изоляциипри новой схеме подключенияПри старой схеме подключения трансформаторов обмотка значениятермического износа изоляции составляли 1,29, 1,13 и 0,29 часа,соответственно для обмоток AX, CZ и BY.58Новые схемы подключения тяговых трансформаторов подстанцийжелезных дорог переменного тока, позволяют продлить срок эксплуатациитрансформаторов за счет снижения интенсивности износа изоляции обмотокAX или CZ.Новизна технического решения подтверждена патентом на изобретение№ 2540685: «Способ подключения тягового трансформатора системыпеременного тока 25 кВ», разработанного работниками ДВГУПС.Составим схему питания рассматриваемого участка тяговой сети наоснове разработанных схем подключения трансформаторов и сделаем выводоб изменении при этом нагрузке каждой обмотки.*A...B...C.........**РУ - 220 кВC A BIAXIBICYZyzIAIBIC IAabxc apРУ – 27,5 кВbpIBXICIAYZyzxyzIBICIBICIA IBacpРУ – 10 кВbxc apРУ – 27,5 кВbpUBIлIпUCUBICXIBIAYZyzxyzICIAICIBIA ICacpxc apbРУ – 27,5 кВРУ – 10 кВ............BT CTATBT CTATxРУ - 220 кВC A BРУ - 220 кВB CABT CTAT...yzIBIAbpcpРУ – 10 кВ..................IлIпUCUBIлIп...UА......Рисунок 5.7 – Схема питания рассматриваемого участкаНовыесхемыподключениядаютвозможностьпродлитьсрокэксплуатации трансформатора подстанции Тарманчукан по износу обмоткиAX на 3 суток, подстанции Ядрин на 4 суток, в рамках одного дняэксплуатации.59При новых схемах подключения трансформаторов изменятся нагрузкиобмоток (рис.

5.7), наиболее нагруженной обмоткой теперь является BY.S, МВАBY15SномBYAXCZBYCZ1050ТП ТарманчуканТП ЯдринТП Кимкан ТПРисунок 5.8 – Максимальная мощность обмотоктрансформаторов при новых схемах подключенияНарисунке5.7видно,чтонаиболеенагруженнойобмоткойтрансформаторов всех трех подстанций при новых схемах подключенияявляется обмотка BY, которая на данный момент эксплуатации обладаланаименьшей интенсивностью износа.1. Разработаны новые схемы подключения тяговых трансформаторов краспределительнымустройствам,снижающиеинтенсивностьизносаизоляции выбранной обмотки.2.

Подключение силовых трансформаторов по новым схемам повышаетсрок службы по износу изоляции обмоток.606 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛАГАЕМОЙМЕТОДИКИ ПОДКЛЮЧЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО НОВЫМСХЕМАМ6.1 Общие положенияАнализ вложенных средств является одним из приемов оценкиэффективностиэксплуатациисиловыхтрансформаторов,сучетомэксплуатационных расходов и последующим сравнением с альтернативнымвариантом. В данном случае будут сравниваться расходы на эксплуатациютягового трансформатора одной подстанции, подключенного по новой схемеи расходы на покупку, установку и последующую эксплуатацию нового.Показателемоценкиэкономическойэффективностипримененияразработанных схем подключения тяговых трансформаторов подстанций,согласно [12], примем чистый дисконтированный доход.Стоимостнымипоказателямиоценкисиловыхтрансформаторовявляются:– цена приобретения силового трансформатора (капитальные вложения)– предстоящие эксплуатационные расходы.Следует отметить, что высокие эксплуатационные расходы уменьшаютценность силовых трансформаторов для потребителя, низкие - повышаютпривлекательность предложения.Цена приобретения – это отпускная цена на силовой трансформатор намомент заключения договора поставки.К предстоящим эксплуатационным расходам относятся:– стоимость монтажа на месте эксплуатации,– расходы на проведение профилактических, текущих и капитальныхремонтов,– ликвидационные расходы (при необходимости),61– стоимость потерь электроэнергии в процессе эксплуатации силовоготрансформатора (критерий энергоэффективности).Оценкаэксплуатационныхрасходовосуществляетсявпределахрасчетного периода, продолжительность которого может быть месяц,квартал, год и т.д.

В данной работе расчетный период принимать равныйгодуэксплуатациисиловоготрансформатора[13].Экономическуюэффективность предлагаемого метода будем доказывать в соответствии сметодикой, представленной в работе [3].Определим более выгодный вариант, сравнивая капитальные затраты итекущие расходы, связанные с приобретением новых трансформаторов иподключением старых по новым схемам.Капитальные затраты по первому варианту будут включать в себя ценунового трансформатора.

Текущие расходы включают в себя расходы наамортизацию, расходы на обслуживание и расходы на электроэнергию.С тек  Са  Собсл  Спот .(6.1)Капитальные затраты по второму варианту включают в себя расходы напереподключения трансформаторов, демонтаж, монтаж, ошиновку от вводови расходы на материалы.

Текущие расходы такие же, как и в первом случае,за исключением расходов на амортизацию, так как трансформаторыотработали полный срок службы в 25 лет.6.2Оценкастоимостипотерьэлектроэнергиивпроцессеэксплуатации силовых трансформаторовОсновными электрическими параметрами силового трансформатора,характеризующими экономичность его работы, являются:– потери холостого хода;– потери короткого замыкания.62Перемагничивание активной стали сердечника является причинойвозникновенияпотерьхолостогохода.Ониявляютсяпостояннойсоставляющей полных потерь мощности и не зависят от нагрузкитрансформатора.

Факторами, от которых зависят потери холостого ходаявляются: качество трансформаторной стали, из которой изготовленмагнитопроводтрансформатора,технологияизготовлениямагнитнойсистемы, качество проектирования магнитопровода, материальная база.Потери короткого замыкания состоят из потерь в проводе обмоток идополнительных потерь в стенках бака и других металлических частях,вызываемыхпотокамирассеивания.Потерикороткогозамыканияизменяются в зависимости от нагрузки трансформатора (от величины тока,протекающего по обмоткам) и являются переменной составляющей полныхпотерь мощности.

Факторами, от которых зависят потери короткогозамыкания являются: материал обмоток (медь, алюминий), плотность тока,количество витков, некоторые инженерные приемы (например, применениетранспозиции, оптимальная компоновка строения витка в случае сложноговитка, состоящих из нескольких параллельных проводников).Номинальные величины потерь холостого хода и короткого замыканиятягового трансформатора устанавливаются на стадии инженерной разработкис учетом технологических возможностей завода-изготовителя и указываютсяв технических требованиях (на серийную продукцию) или техническиххарактеристиках, которые согласуются с заказчиком (на нетиповуюпродукцию).Полученные путем измерений потери холостого хода и короткогозамыкания, могут отличаться от номинальных в пределах, установленныхтехническими условиями допусков (в общем случае отклонение на потерихолостого хода составляет плюс 15%.

Отклонение на потери короткогозамыкания составляет плюс 10%) и указываются в Паспорте каждоготрансформатора.63Расчет стоимости потерь электроэнергии в процессе эксплуатациисилового трансформатора (критерий энергоэффективности трансформатора)производится по следующей формуле [14].Спотi  T  (Pхх  СPхх  β2  Pкз  СPкз ),(6.2)где T – время работы трансформаторов в год, час, Pхх – потери холостогохода, руб, Pкз – потери короткого замыкания, руб, β – коэффициент загрузкитрансформатора, руб, СPхх ,СPкз – цена на электроэнергию, руб/кВт  час;Известно,чтомагнитопроводесосрокомтрансформатораэксплуатациипотеривозрастаютPхх[3].мощностиПривсрокеэксплуатации более 30 лет потери увеличиваются приблизительно на 30 %относительнономинальных[3],асрокслужбырассматриваемыхтрансформаторов превышает 30 лет.

Поэтому потери для действующихтяговых трансформаторов рассматриваемых подстанций: Pхх  66,3 кВт всоответствии с [3] для новых трансформаторов – Pхх  51 кВт. Потерикороткого замыкания Pкз для обоих случаев составляют 200 кВт. Среднийтариф на электрическую энергию СPхх ,СPкз для компенсации потерьпотребителя ОАО «РЖД» в 2017 году составит 2 руб/кВтч [12].Коэффициент загрузки трансформатора примем равным 0,75.6.3 Оценка эксплуатационных расходов, возникающих в процессеэксплуатации силового трансформатораВ период эксплуатации силового трансформатора потребитель несетрасходы, связанные с обслуживанием данного оборудования на объекте,проведением испытаний, предусмотренных ПУЭ.

Суммарные расходы навыполнениеперечисленныхработ64длясиловыхтрансформаторов,определяем по формуле (6.3). Для тяговых трансформаторов классомнапряжения 220 кВ и выше ежегодные затраты на техническое обслуживаниеи ремонт, составляют 4,9 % [3] стоимости трансформатора ( k обсл  0,049 ).Для действующих трансформаторов, отработавших полный срок службыпримем k обсл  0,1 .Собслi  K тр  k обсл .(6.3)При этом, для первого варианта – установка двух новых силовыхтрансформаторов, стоимость капитальных вложений составит 160 000 тыс.руб. Для второго варианта – подключение двух тяговых трансформаторов поновой схеме, капитальные вложения включают работы по демонтажу имонтажу, ошиновки от вводов напряжением 220, 27,5 и 10 кВ и материалы,что составит около 500 тыс.

руб. [3].Амортизационныеотчисленияпредставляютсобойнакопления,предназначенные для замены оборудования по истечении его срока службы.Они определяются по нормам от стоимости объектов основных средств ивключаются в затраты предприятия.В экономической деятельности предприятий могут использоватьсяразличные методы начисления амортизации: линейный; ускоренный;замедленный.

Наиболее распространенным является линейный метод расчетаАмортизационныеотчисленияопределяютсяпоформуле(6.4).Амортизационные отчисления ар для тяговых трансформаторов подстанцийсоставляют 6,7 % [3]. Для действующих тяговых трансформаторов со срокомэксплуатации более 20 лет ар  0 %.Са  K тр  а р .65(6.4)6.4 Выбор оптимального вариантаСведем исходные данные для расчета годовых затрат в одну таблицу 6.1 ипроизведем расчет для первого варианта. Расчет для второго варианта будетпроизводиться аналогично.Таблица 6.1 – Исходные данные для расчета текущих расходов№Pхх ,кВтPкз ,кВтСPхх ,СPкзруб / кВт  часK тр , тыс.руба р ,%15120021600006,7266,320025000вариантаПроизведем расчет стоимости потерь электроэнергии в процессеэксплуатации силового трансформатора по формуле (6.2).Спот1  8760  (51  2  0,752  200  2)  2864 тыс. руб/год.По формуле (6.3) произведем расчет расходов на эксплуатацию новоготрансформатора, которое включает в себя его обслуживание, межремонтныеиспытания и ремонт.Собсл1  160000  0,049  7840 тыс.