WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Разработка методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов

На правах рукописи

БАЛАБИН Александр Алексеевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В МАГНИТОПРОВОДАХ ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ

СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Специальность 05.20.02 – Электротехнологии и электрооборудование

в сельском хозяйстве

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Орел – 2009

Работа выполнена в Федеральном государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Орловский государственный аграрный Университет»

Научный руководитель: Официальные оппоненты: Ведущая организация: кандидат технических наук, доцент Волчков Юрий Дмитриевич доктор технических наук, профессор Забудский Евгений Иванович кандидат технических наук Морозов Алексей Валерьевич ГОУ ВПО «Орловский государственный технический университет» (г. Орел)

Защита состоится 28 декабря 2009 г. в 13 часов на заседании диссертационного совета Д220.044.02 при Федеральном государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Московский государственный агроинженерный университет имени В.П. Горячкина» по адресу: 127550, г. Москва, ул. Лиственничная аллея, д. 16А, корп. 3, конференц-зал ИНТК.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГОУ ВПО «МГАУ им. В.П. Горячкина».

Автореферат разослан «25» ноября 2009 г. и размещен на сайте www.msau.ru «25» ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор В.И. Загинайлов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время значительная часть силовых трансформаторов (СТ) в энергосистемах России эксплуатируется за пределами нормативного срока службы, причем многие из них проходили капитальный ремонт с разборкой магнитопровода. По результатам диагностических испытаний фактические потери мощности в магнитопроводах указанных СТ существенно отличаются от их паспортных значений. При этом, в действующих методиках расчета потерь электроэнергии в сетях срок эксплуатации СТ и наличие капитального ремонта (КР) с разборкой магнитопровода не учитываются. Данное обстоятельство приводит к значительной погрешности расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ и сказывается на эффективности проводимых мероприятий по энергосбережению.

В современных условиях значимость задачи по снижению потерь электроэнергии в сетях существенно возросла в связи с тем, что стоимость нормативных потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию. Не включаемые в тариф сверхнормативные потери электроэнергии являются прямыми убытками электросетевых компаний, экономию от снижения которых можно направить на реконструкцию сетей, совершенствование организации передачи и распределения электроэнергии, повышение надежности и качества электроснабжения потребителей, увеличение зарплаты персонала, уменьшение тарифов на электроэнергию. В связи с этим повышение точности расчета потерь в СТ является особенно актуальной задачей.

К настоящему времени разработано значительное количество методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях. Исследования по совершенствованию методов расчета потерь ведутся и сейчас. Большой вклад в решение этих задач внесли отечественные ученые: Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н., Будзко И.А., Левин М.С., Клебанов Л.Д., Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. и многие другие.

Целью данной работы является разработка методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ, позволяющей повысить точность расчета потерь в СТ и находить наиболее достоверную структуру потерь в электрических сетях, что в свою очередь позволяет повысить эффективность планирования и реализации мероприятий по снижению как технических, так и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие задачи:

  • проведение анализа современного состояния СТ и условий их работы;
  • определение причин, вызывающих изменение потерь мощности в магнитопроводах СТ в процессе эксплуатации и после проведения капитального ремонта с разборкой магнитопровода;
  • проведение анализа существующих методик расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ;
  • сбор и обработка статистических данных о результатах замеров потерь мощности в магнитопроводах СТ с разными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода;
  • выбор факторов, оказывающих наибольшее влияние на изменение потерь мощности в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ;
  • разработка регрессионных математических моделей, учитывающих изменение потерь мощности в магнитопроводах СТ с длительными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода;
  • разработка методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ;
  • разработка алгоритма и программы, позволяющей рассчитывать потери электроэнергии в СТ с учетом длительности эксплуатации и наличия капитального ремонта;
  • сравнительная оценка результатов расчетов потерь электроэнергии в СТ энергосистемы по разработанной и действующей методикам;
  • оценка эффективности проводимых мероприятий по повышению экономичности режимов работы СТ и снижению потерь электроэнергии в сетях.

Методы исследования. Исследование проводилось на основе теории вероятностей и математической статистики с использованием корреляционного и регрессионного анализа, математических методов вычислений, исследований в области эксплуатации СТ, практического опыта эксплуатации и ремонтов СТ, программного продукта Excel 2007.

Научная новизна полученных результатов диссертационной работы заключается в следующем:

  • доказано, что длительная эксплуатация и капитальный ремонт СТ приводят к значительному отличию фактических потерь мощности в магнитопроводах СТ от их паспортных значений;
  • доказана необходимость учета продолжительности эксплуатации и наличия капитального ремонта СТ при расчетах потерь электроэнергии в электрических сетях;
  • разработаны оригинальные математические модели, основанные на статистических данных о замерах потерь холостого хода и математическом аппарате корреляционно-регрессионного анализа, учитывающие изменение потерь мощности в магнитопроводах (ИПММ) длительно эксплуатирующихся СТ напряжением 110, 35 и 6-10 кВ;
  • предложена методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ с длительными сроками эксплуатации и наличием капитального ремонта с разборкой магнитопровода, позволяющая повысить точность расчета потерь в СТ и эффективность проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях;
  • разработаны алгоритмы и программы для ЭВМ по расчету потерь электроэнергии в СТ, в которых реализована предложенная методика расчета.

По материалам разработок получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Достоверность результатов. Достоверность полученных результатов, сделанных выводов и рекомендаций, проделанных расчетов подтверждается результатами диагностических обследований СТ.

Практическая ценность работы. Разработанные в диссертации регрессионные модели ИПММ СТ и предложенная методика повышают точность расчета потерь электроэнергии в СТ, имеющих длительные сроки эксплуатации и наличие КР с разборкой магнитопровода, что позволяет с большей эффективностью планировать и реализовывать мероприятия по замене недогруженных СТ, обосновывать целесообразность проведения КР и решать другие задачи по энергосбережению в электросетевых предприятиях.

Приведенные в работе рекомендации по проведению технико-экономического обоснования целесообразности КР СТ 6-10 кВ позволяют уменьшить затраты на их эксплуатацию и снизить потери электроэнергии в сетях.

На защиту диссертации выносятся следующие положения и результаты:

  • разработанные регрессионные математические модели изменения потерь мощности в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ 110, 35 и 6-10 кВ;
  • предложенная методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ с длительными сроками эксплуатации и наличием капитальных ремонтов с разборкой магнитопровода, повышающая точность расчета потерь в СТ и эффективность проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях;
  • разработанные алгоритмы и программное обеспечение, позволяющие производить расчет потерь электроэнергии в СТ по предложенной методике.

Апробация работы. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международных выставках-Интернет-конференциях «Энергообеспечение и безопасность» в Орловском ГАУ (2005, 2007 гг.); Международных научно-практических интернет-конференциях «Энерго- и ресурсосбережение – XXI век» в Орловском региональном центре энергосбережения (2005…2007 гг.); опубликованы в специализированных научных журналах «Промышленная энергетика» (2006 г. – №4), «Механизация и электрификация сельского хозяйства» (2008 г. – №12, 2009 г. – № 4).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 8 печатных работ, из них 3, в изданиях, рекомендуемых ВАК.

Структура диссертации и ее объем. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и результатов работы, списка литературы и приложений. Общий объем составляет 152 страницы, в том числе 99 страниц основного текста, 22 рисунка, 11 таблиц, списка литературы из 144 наименований и 5 приложений на 37 страницах.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследуемой темы, сформулированы основные цели и задачи диссертационной работы, показана ее новизна и практическая ценность, представлены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ современного состояния силовых трансформаторов классов напряжений 110, 35 и 6-10 кВ, эксплуатирующихся в сетях филиала ОАО «МРСК Центра» – «Орелэнерго» (далее «Орелэнерго»). Анализ показал, что порядка 50 % СТ из каждого класса напряжения прослужили более 25 лет, 40 % – 15-25 лет, и только около 10 % – менее 15 лет. Приведенные данные соответствуют общему положению со старением оборудования в энергосистемах России.

Наряду с этим, в эксплуатации находится около 25 % СТ напряжением 6-10 кВ, прошедших КР с разборкой магнитопровода. Необходимость его проведения была вызвана повреждением обмоток, магнитной системы, а также износом их изоляции. Ремонт СТ чаще всего проводился не в заводских условиях, а на специализированном ремонтном предприятии (СРП).

Обновление СТ идет недостаточными темпами, поскольку требует значительных финансовых средств, выделение которых в условиях сложившейся экономической ситуации в стране не представляется возможным. С другой стороны, несмотря на длительные сроки эксплуатации, многие СТ ещё не выработали свой ресурс, вследствие их работы в условиях относительно низких нагрузок. Поэтому в ближайшие годы следует ожидать увеличения количества СТ эксплуатирующихся за пределами нормативного срока службы.

Потери электроэнергии в СТ складываются из потерь в магнитопроводе и потерь в обмотках. В последних, в свою очередь, можно выделить потери, обусловленные несимметрией распределения нагрузки по фазам. Из проведенного анализа структуры потерь в сетях «Орелэнерго» за декабрь 2008г., найденной специалистами этой организации по действующей методике расчета следует, что потери в СТ составляют порядка 27 %. При этом потери в магнитопроводах являются преобладающими. Их величина, в зависимости от времени года, составляет порядка 85-93 % потерь в СТ. Это связано с тем, что для большинства трансформаторов характерно значительное различие между фактическими нагрузками и номинальными мощностями СТ даже в зимний максимум нагрузок. Так, в зимний режимный день 2008 г. средняя загрузка СТ напряжением 35 и 110 кВ составила лишь 25-35 %, а СТ напряжением 6-10 кВ всего 12-19 %.

В работе приведены характерные причины, вызывающие изменение потерь мощности в магнитопроводах СТ с длительными сроками эксплуатации. К ним относятся:

  • тепловые воздействия на магнитопровод, вызванные его перемагничиванием и выделением тепла в обмотках, в результате которых происходит старение стали магнитопровода и ухудшение её магнитных свойств;
  • импульсные и коммутационные перенапряжения, перегрузки, короткие замыкания, способствующие ослаблению прессовки пластин магнитопровода, нарушению межлистовой изоляции, изоляции узлов стяжки и прессовки (стяжных шпилек, бандажей, полубандажей), а также замыканию пластин токопроводящими частицами и предметами с образованием короткозамкнутых контуров.

Результаты замеров потерь мощности в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ доказывают, что потери ХХ не остаются на уровне паспортных значений, а имеют тенденцию к увеличению. Причем, различие между паспортными и измеренными потерями в магнитопроводе для некоторых СТ составляет более 50 %.

Практика эксплуатации СТ показывает, что КР с разборкой магнитопровода, проведенный не в заводских условиях, очень часто приводит к увеличению потерь ХХ. По ряду выполненных замеров, потери в магнитопроводе в два раза и более превысили паспортные значения. Причиной этого являются:

  • механические воздействия на электротехническую сталь (удары по стали, перегибы пластин, набрасывание пластин друг на друга, резка пластин и штамповка отверстий, шлифовка поверхности пластин и закатка заусенцев, опрессовка магнитопровода);
  • применение электротехнических сталей с худшими магнитными характеристиками по сравнению с заложенной в магнитопроводе, при осуществлении замены выгоревших пластин;
  • проведение ремонта без замены поврежденных пластин.

В связи с тем, что потери мощности в магнитопроводах отличаются от их паспортных значений, в работе рассмотрены действующие методики расчета потерь электроэнергии в СТ. В соответствии с ними потери электроэнергии в магнитопроводе СТ определяются по следующим расчетным выражениям:

; (1)

, (2)

где Pх – потери мощности ХХ в СТ, принимаемые равными паспортным значениям, кВт; Тi – число часов работы СТ в i-м режиме, ч; Ui – напряжение на СТ в i-м режиме, кВ; Uн – номинальное напряжение СТ, кВ; Uср. – среднее значение напряжения за расчетный период времени Т, кВ.

Потери электроэнергии в магнитопроводе СТ, рассчитанные по выражениям (1) и (2), соответствуют потерям в новом СТ. Применение такого расчета к длительно эксплуатирующимся СТ приводит к погрешности в определении этих потерь, так как при этом не учитываются такие факторы, как срок эксплуатации СТ и наличие капитального ремонта с разборкой магнитопровода.

В современных условиях повышение точности расчета потерь в магнитопроводах СТ является особенно актуальной задачей, учитывая большое количество СТ с длительными сроками эксплуатации и наличием КР, а также величиной потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ. В связи с этим, в диссертации ставилась задача разработки методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах, позволяющей учитывать изменение потерь ХХ в длительно эксплуатирующихся СТ.

Во второй главе на основе проведенного исследования разработаны регрессионные математические модели изменения потерь мощности в магнитопроводах СТ в процессе эксплуатации и после проведения КР с разборкой магнитопровода.

Вследствие сложности протекающих в СТ процессов и множества факторов, влияющих на эти процессы, выбраны статистические модели, основанные на экспериментальных данных.

При разработке математических моделей ИПММ, учитывающих срок эксплуатации СТ, использовались статистические данные о результатах замеров потерь мощности ХХ в СТ класса напряжения 35 и 110 кВ, эксплуатирующихся в Орловской, Курской и Белгородской энергосистемах. Собранные данные охватили 115 СТ напряжением 35 кВ с диапазоном номинальных мощностей 1,0-6,3 МВА и сроками эксплуатации от 2 до 45 лет, а также 265 СТ напряжением 110 кВ с номинальными мощностями 2,5-40 МВА и сроками эксплуатации от 2 до 42 лет.

Анализ результатов замеров показал, что с увеличением срока эксплуатации СТ различие между паспортными и измеренными потерями мощности ХХ увеличивается.

Измерения потерь мощности ХХ СТ в процессе их эксплуатации выполнялись персоналом служб испытаний оборудования энергосистем в плановом порядке с целью диагностики состояния СТ.

В регрессионной модели за выходной параметр принималось превышение измеренных потерь мощности ХХ над паспортными значениями, %:

, (3)

где , – измеренные и паспортные потери мощности ХХ i-го СТ, кВт;

В качестве факторов рассматривались: Тэ.i – срок эксплуатации СТ, лет; – паспортные потери мощности ХХ, кВт; Sн.i – номинальная мощность СТ, кВ.А.

С помощью корреляционного анализа выбраны Тэ.i и Pх.пасп.i, которые включены в двухфакторную модель.

Для получения зависимости ИПММ СТ рассматривалось четыре варианта регрессионных математических моделей, которые широко используются для описания различных процессов:

; (4)

; (5)

; (6)

. (7)

Коэффициенты a0, a1, a2 регрессионных моделей (47) найдены по методу наименьших квадратов (МНК). Сущность МНК заключается в нахождении коэффициентов модели, при которых минимизируется сумма квадратов отклонений эмпирических значений от теоретических , полученных по выбранному уравнению регрессии:

(8)

Применяя МНК к линейной модели (4), получим:

(9)

Взяв частные производные функции (9) по a0, a1, a2 и приравняв полученные выражения к нулю, получим систему уравнений с тремя неизвестными:

(10)

В результате преобразований система принимает вид:

(11)

Решение системы уравнений (11) с помощью матриц и определителей позволило получить значения коэффициентов a0, a1, a2 регрессионной модели.

Аналогичным образом найдены коэффициенты степенной, экспоненциальной и гиперболической моделей.

Проверка гипотезы о значимости коэффициентов осуществлялась по t-критерию Стьюдента, а регрессионных моделей в целом – по F-критерию Фишера.

Двухфакторные регрессионные модели и их параметры, приведены в табл. 1 и табл. 2.

Таблица 1 – Двухфакторные регрессионные модели ИПММ СТ 35 кВ

Регрессионная модель R2 F t F
12,7 1,2 0,65 102,5 1,98 3,08
17,0 1,1 0,74 164,7
14,3 0,04 0,68 119,8
9,1 1,5 0,44 44,0

Таблица 2 – Двухфакторные регрессионные модели ИПММ СТ 110 кВ

Регрессионная модель R2 F t F
15,2 1,95 0,49 125,0 1,97 3,03
21,8 1,9 0,65 245,6
16,9 1,3 0,53 150,4
12,1 0,04 0,36 75,3

По величине коэффициента детерминации (R2), который определяет степень точности построенной модели к исходным данным, выбраны степенные регрессионные модели.

По результатам проверки гипотезы о значимости коэффициентов регрессионной модели установлено, что коэффициент a2 статистически незначим. На основании этого произведен пересчет коэффициентов степенной модели с учетом одного фактора – Тэ.i. Однофакторные регрессионные модели и их параметры представлены в табл.3.

Таблица 3 – Однофакторные регрессионные модели

U, кВ Регрессионная модель R2 F t F
35 18,1 0,74 327,3 1,98 3,93
110 22,0 0,65 482,8 1,97 3,88

На рис.1 и рис.2 приведены результаты аппроксимации отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 35 и 110 кВ степенной функцией.

 Аппроксимация отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 35-33

Рисунок 1 – Аппроксимация отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 35 кВ степенной функцией.

 Аппроксимация отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 110-34

Рисунок 2 – Аппроксимация отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 110 кВ степенной функцией.

При расчете потерь в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ 35 и 110 кВ регрессионные модели имеют вид:

; (12)

. (13)

Влияние КР с разборкой магнитопровода на потери мощности ХХ исследовалось на СТ 6-10 кВ, поскольку значительная их часть подвергалась данному виду ремонта. При проведении исследований собрана и систематизирована информация по типам СТ, их номинальным напряжению и мощности, паспортным и измеренным после ремонта потерям мощности ХХ. Собранная информация охватывает 1069 СТ напряжением 6-10 кВ при диапазоне номинальных мощностей 20-1000 кВА, проходивших КР с разборкой магнитопровода в условиях СРП.

Для поиска наиболее сильной статистической связи между переменными, входящими в модель, в процессе обработки исходных данных рассмотрены различные варианты деления СТ на группы, исходя из номинальной мощности и величины отклонения измеренных потерь ХХ от паспортных значений. С учетом этого, регрессионная модель ИПММ СТ представляет зависимость, в которой за выходной параметр принято среднее отклонение измеренных потерь ХХ, %:

, (14)

где Pх.изм.i, Pх.пасп.i – измеренные и паспортные потери мощности в магнитопроводе i-го СТ, кВт; n – количество СТ в группе, шт.

В качестве фактора, влияющего на изменение потерь после проведения ремонта, выбрана номинальная мощность СТ (Sн.i, кВ.А).

На основании корреляционного анализа наибольшая статистическая связь между переменными и Sн.i выявлена при разделении СТ на пять групп (табл.4). Коэффициент корреляции при этом составил .

Таблица 4 – Данные для разработки математической модели

№ группы Номинальная мощность, кВА Количество СТ, шт. Средняя мощность, кВА dPх.i, %
1 20, 25, 30 193 25,00 42,57
2 40, 50, 60, 63 352 53,25 40,26
3 100, 160, 180 381 146,67 32,38
4 250, 320, 400 110 323,33 29,30
5 630, 1000 33 815,00 21,80

В процессе разработки данной регрессионной модели использовались зависимости: линейная, степенная, экспоненциальная и гиперболическая.

Разработанные регрессионные модели ИПММ СТ после проведения капитального ремонта и их параметры приведены в табл.5.

Таблица 5 – Параметры регрессионных моделей ИПММ СТ 6-10 кВ

Регрессионная модель R2 F t F
4,3 0,86 18,5 3,18 10,13
8,6 0,96 73,7
6,1 0,92 36,8
7,6 0,95 58,1

Коэффициенты моделей определены по МНК. Проверка коэффициентов моделей осуществлялась по t-критерию Стьюдента, а модели в целом – по F-критерию Фишера.

Из рассмотренных вариантов принята степенная регрессионная модель, имеющая наибольший коэффициент детерминации. На рис.3 представлена аппроксимация степенной функцией отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 6-10 кВ, прошедших КР с разборкой магнитопровода в условиях СРП.

 Аппроксимация отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ-45

Рисунок 3 – Аппроксимация отклонений потерь мощности в магнитопроводах СТ 6-10 кВ степенной функцией.

При расчете потерь в магнитопроводах СТ 6-10 кВ, прошедших КР, степенная регрессионная модель имеет вид:

. (15)

Разработанные регрессионные математические модели ИПММ СТ рекомендовано использовать только для СТ того класса напряжения, для которого они разработаны.

В третьей главе разработана методика расчета потерь в магнитопроводах СТ с длительными сроками эксплуатации и наличием КР с разборкой магнитопровода.

Предложенная методика заключается в определении скорректированных потерь мощности ХХ СТ, на основе которых затем рассчитываются потери электроэнергии в магнитопроводе.

При определении скорректированных потерь мощности ХХ с учетом сроков эксплуатации СТ, все СТ распределительной сети рекомендовано делить на следующие группы:

1 – новые СТ;

2 – СТ с результатами замеров потерь текущего года;

3 – СТ с замерами потерь, проведенными более года назад;

4 – СТ без замеров потерь.

С учетом приведенной классификации, потери мощности в магнитопроводах СТ, относящихся к первой группе, соответствуют паспортным потерям мощности ХХ, в СТ второй группы – измеренным потерям ХХ. Для остальных СТ, входящих в третью и четвертую группы, потери мощности в магнитопроводах определяют с использованием разработанных математических моделей ИПММ (12) и (13). Если потери мощности в магнитопроводах СТ, входящих в третью группу, по результатам расчета окажутся ниже измеренных значений, то в этом случае рекомендуется принимать результаты замеров.

При определении потерь мощности в магнитопроводах СТ, прошедших КР, их предложено делить на две группы:

1 – СТ, имеющие данные о замерах потерь мощности в магнитопроводе после проведения ремонта;

2 – СТ, у которых результаты таких замеров отсутствуют.

Таким образом, потери мощности в магнитопроводах СТ первой группы соответствуют измеренным потерям. В СТ, относящихся ко второй группе, потери мощности в магнитопроводе рекомендовано определять на основе разработанной математической модели (15).

Применение предлагаемой методики позволяет повысить точность расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ 35-110 кВ и СТ 6-10 кВ, прошедших КР с разборкой магнитопровода, что дает возможность повысить эффективность мероприятий по снижению потерь в СТ. Кроме того, это позволяет уточнить коммерческую составляющую потерь электроэнергии в сетях.

Для автоматизации расчетов потерь электроэнергии с использованием изложенной методики, разработаны две программы для ЭВМ:

– «Расчет потерь в силовых трансформаторах напряжением 35 и 110 кВ» (РПСТ 35-110);

– «Расчет потерь в силовых трансформаторах 6-10 кВ» (РПСТ 6-10).

Программы реализованы на языке программирования DELPHI. Расчет потерь электроэнергии программами может производиться как для одного СТ, так и для группы СТ, с разбивкой на потери в магнитопроводе и потери в обмотках. Потери электроэнергии в обмотках рассчитываются по общепринятому методу средних нагрузок.

Разработанные в настоящей работе регрессионные математические модели ИПММ СТ, методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ и программы для ЭВМ внедрены и используются при расчетах потерь электроэнергии на предприятии ПО «Орловские электрические сети» «Орелэнерго».

На примере трансформаторного парка «Орелэнерго», с использованием разработанных программ, проведена количественная оценка влияния корректировки потерь мощности в магнитопроводах СТ на величину потерь электроэнергии в них. Расчеты потерь электроэнергии, выполненные за декабрь 2008г. для всех СТ энергосистемы, показали, что точность расчетов при учете срока эксплуатации СТ повышается на 30 %, а при учете капитального ремонта – на 6,5 %. Указанное подтверждает необходимость учета данных факторов при выполнении расчетов потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ.

В четвертой главе с учетом разработанной модели ИПММ СТ рассмотрено решение задач, связанных с повышением экономичности режимов работы силовых трансформаторов и снижением потерь электроэнергии в сетях: 1) замена недогруженных СТ с большей номинальной мощности на меньшую, 2) оценка целесообразности проведения капитального ремонта СТ с разборкой магнитопровода.

При решении задачи по замене недогруженных СТ с большей номинальной мощности на меньшую, эффективность мероприятия оценивается с учетом их замены на новые СТ, с потерями мощности в магнитопроводах равными паспортным значениям. Однако в реальности замена обычно возможна на СТ, бывшие в эксплуатации или прошедшие капитальный ремонт.

В связи с тем, что в условиях эксплуатации оборудования мероприятия по замене недогруженных СТ проводятся в основном для СТ напряжением 6-10 кВ, поэтому эффективность указанного мероприятия рассматривалась для СТ именно этого класса напряжения.

Экономичность работы СТ оценивалась по величине, тесно связанной с коэффициентом полезного действия – относительным потерям в СТ.

 Зависимость относительных потерь в СТ класса напряжения 10 кВ от-49

Рисунок 4 – Зависимость относительных потерь в СТ

класса напряжения 10 кВ от их загрузки.

На рис.4 приведены расчетные зависимости относительных потерь в новых и прошедших ремонт СТ. При построении зависимостей потери в магнитопроводах новых СТ принимались равными паспортным значениям, а в СТ, прошедших ремонт, определялись с учетом разработанной математической модели ИПММ.

На основе зависимостей относительных потерь в СТ рассмотрена возможность замены СТ номинальной мощностью 630 кВ.А с загрузкой равной 20 % номинальной, т.е. Sнг.=126 кВ.А (точка 1, рис.4), на СТ меньшей номинальной мощности.

Из зависимостей следует, что целесообразной будет замена на новые СТ номинальной мощностью 250 или 400 кВ.А, относительные потери в которых составляют 1,6 и 1,5 % соответственно (точки 3 и 4). При замене на СТ номинальной мощностью 400 кВА, прошедший КР с разборкой магнитопровода, относительные потери составляют 1,8 % (точка (4)). Подобная замена приводит к увеличению потерь, как и замена на прошедший ремонт СТ номинальной мощностью 250 кВ.А – точка (3). В связи с этим, при проведении замены СТ с большей номинальной мощности на меньшую следует учитывать изменение потерь мощности ХХ.

В работе проведена технико-экономическая оценка целесообразности КР СТ напряжением 6-10 кВ с применением разработанной регрессионной модели ИПММ. При этом рассматривались наиболее часто встречающиеся случаи ремонта СТ, охватывающие диапазон номинальных мощностей от 20 до 1000 кВ.А. В первом случае рассматривалась целесообразность КР СТ эксплуатирующихся более 25 лет, а во втором – эксплуатирующихся менее 25 лет. При сравнении альтернативным вариантом КР СТ служила замена их на новые.

 Различие дисконтированных затрат сравниваемых вариантов СТ 6-10-50

Рисунок 5 – Различие дисконтированных затрат сравниваемых

вариантов СТ 6-10 кВ, Тэ>25 лет.

 Различие дисконтированных затрат сравниваемых вариантов СТ 6-10-51

Рисунок 6 – Различие дисконтированных затрат сравниваемых

вариантов СТ 6-10 кВ, Тэ<25 лет.

На рис.5, рис.6 приведены зависимости дисконтированных затрат Зд=Зд1/Зд2 от коэффициента изменения потерь Kрем.=Рх.рем./Рх.пасп. после проведения ремонта СТ с разборкой магнитопровода.

Зависимость Зн отражает относительные дисконтированные затраты во втором варианте, в котором предусматривается установка нового трансформатора. Остальные зависимости характеризуют аналогичные затраты в первом варианте, предусматривающем КР с разборкой магнитопровода, при соответствующей номинальной мощности СТ.

Из зависимостей следует, что КР СТ с разборкой магнитопровода целесообразно проводить только после технико-экономического сравнения вариантов. Это позволит снизить затраты на эксплуатацию СТ и уменьшить потери электроэнергии в сетях.

В приложениях приведены результаты замеров потерь мощности ХХ в СТ 35 и 110 кВ в процессе их эксплуатации, результаты замеров потерь ХХ в СТ 6-10 кВ, прошедших КР с разборкой магнитопровода в условиях СРП, акт внедрения результатов данной диссертационной работы и свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

В диссертационной работе разработана методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ, позволяющая учесть срок эксплуатации СТ и наличие КР с разборкой магнитопровода. Применение данной методики позволяет повысить точность расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ, что дает возможность наиболее эффективно планировать и реализовывать мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях.

Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований сводятся к следующему:

  1. Доказана необходимость учета продолжительности эксплуатации и капитального ремонта СТ при расчетах потерь электроэнергии в сетях.
  2. Разработаны оригинальные регрессионные математические модели ИПММ трансформаторов 35 и 110 кВ в зависимости от продолжительности эксплуатации, базирующиеся на статистических данных о замерах потерь мощности ХХ в СТ Орловской, Курской и Белгородской энергосистем.
  3. Разработана оригинальная регрессионная математическая модель ИПММ трансформаторов класса напряжения 6-10 кВ, основывающаяся на экспериментальных данных о замерах потерь мощности в магнитопроводах СТ, прошедших КР с разборкой магнитопровода в условиях СРП.
  4. Предложена методика расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах СТ, позволяющая повысить точность расчета потерь в СТ с длительными сроками эксплуатации и наличием КР с разборкой магнитопровода, основанная на разработанных регрессионных математических моделях ИПММ.
  5. Разработаны алгоритм и программы для ЭВМ по расчету потерь электроэнергии в СТ 35-110 кВ и СТ 6-10 кВ (РПСТ 35-110 и РПСТ 6-10), в которых реализована вышеуказанная методика расчета.
  6. Расчеты потерь электроэнергии в СТ «Орелэнерго», выполненные за декабрь 2008г., показали, что точность расчетов при учете срока эксплуатации СТ повышается на 30 %, а КР с разборкой магнитопровода – на 6,5 %, что подтверждает необходимость учета этих факторов.
  7. Использование разработанной методики расчета потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся СТ позволяет повысить эффективность мероприятий по снижению потерь в электрических сетях.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ

В РАБОТАХ

Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

  1. Балабин, А.А. Некоторые аспекты экономичной работы силовых трансформаторов [Текст] / В.Ф. Заугольников, А.А. Балабин, А.А. Савинков // Промышленная энергетика. – 2006. – № 4. – С. 10-14.
  2. Балабин, А.А. Повышение достоверности расчета потерь электроэнергии в трансформаторах 35 и 110 кВ [Текст] / Ю.Д. Волчков, А.А. Балабин // Механизация и электрификация сельского хозяйства. – 2008. – № 12. – С. 41-43.
  3. Балабин, А.А. Повышение достоверности расчета потерь электроэнергии в трансформаторах 10(6)/0,4 кВ [Текст] / А.А. Балабин, Ю.Д. Волчков // Механизация и электрификация сельского хозяйства. – 2009. – №4. – С. 22-23.

Статьи в других изданиях

  1. Балабин, А.А. Анализ причин повышенного технологического расхода электроэнергии на ее трансформацию в электрических сетях ОАО «Орелэнерго» [Текст] / Ю.Д. Волчков, А.А. Балабин // Энерго- и ресурсосбережение – XXI век.: Материалы третьей международной научно-практической интернет-конференции. – Орел: ОрелГТУ: Орлик. – 2005. – С. 128-130.
  2. Балабин, А.А. Повышение достоверности оценки величины расхода электроэнергии на ее трансформацию в силовых трансформаторах [Текст] / Ю.Д. Волчков, А.А. Балабин // Энергообеспечение и безопасность: Сборник материалов Международной выставки-Интернет-конференции. – Орел: ОрелГАУ. – 2005. – С. 117-122.
  3. Балабин, А.А. Анализ составляющих потерь электроэнергии в силовых трансформаторах ОАО «Орелэнерго» [Текст] / Ю.Д. Волчков, А.А. Балабин // Энерго- и ресурсосбережение XXI век.: Материалы четвертой международной научно-практической интернет-конференции. – Орел: ОрелГТУ. – 2006. – С. 112-115.
  4. Балабин, А.А. Снижение потерь электроэнергии в сетях ОАО «Орелэнерго» [Текст] / Ю.Д. Волчков, А.А. Балабин // Энерго- и ресурсосбережение – XXI век.: Сборник материалов V-й международной научно-практической интернет-конференции. – Орел: ОРЛИК и К. – 2007. –С. 119-121.
  5. Балабин, А.А. Контроль функционирования системы учета электроэнергии в сетях и на подстанциях 35-110 кВ [Текст] / А.А. Балабин, Ю.Д. Волчков // Энергообеспечение и безопасность. Сборник материалов II Международной выставки-Интернет-конференции. – Орел: Орел ГАУ. – 2008. – С. 67-70.
  6. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009615204 Российская Федерация. РПСТ 35-110 кВ – Расчет потерь электроэнергии в силовых трансформаторах 35 и 110 кВ / Балабин А.А., Волчков Ю.Д.
Подписано в печать 20.11.2009 г. Формат 60х90/16. Бумага офсетная. Гарнитура Таймс. Усл. печ. л. 1,0 Заказ 156. Тираж 100 экз. Отпечатано в издательстве Орел ГАУ, 2009, Орел, Бульвар Победы, 19


 



<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.