ECONOMIC DAMAGE ASSESSMENT METHODOLOGY IN CASE OF TRANSFORMER LOAD RATIO DEVIATION

Full Text

При решении актуальных задач в области электроэнергетики следует принимать во внимание специфику электрической энергии, которую можно рассмотреть как товар, который представляют энергетические предприятия. Электрическая энергия (ЭЭ) - это единственный вид продукции, для перемещения которого от места производства до места его потребления не требуется применения других ресурсов. В результате расходуется часть передаваемой ЭЭ, поэтому неизбежны технические потери. Основная задача состоит в определении экономически обоснованного уровня этих потерь. Еще одной важной и актуальной задачей является качество электрической энергии. Качество ЭЭ в сетях общего назначения по большинству показателей характеризуется техническими характеристиками и режимами работы электроприемников потребителей ЭЭ. Довольно сложно привести пример другого вида продукции, качество которого может быть ухудшено покупателем еще до ее поставки [1, 2]. А. С. Луковенко 169 Градостроительство и архитектура | 2021 | Т. 11, № 3 В настоящее время энергетические компании имеют дело с возрастающим количеством электрических нагрузок, ухудшающих качество электроэнергии в сети, как на бытовом, так и на промышленном уровне, а также с активной деятельностью по стандартизации качества электроэнергии [3-5]. Последняя тенденция весьма неоднозначна, так как на начальном этапе она приводит к штрафным санкциям по отношению к производителям и даже к потребителям, в то время как организации, занятые распределением энергии, как правило, не несут никакой ответственности в отношении мощности короткого замыкания или структуры полного сопротивления сети [6-8]. Современное оборудование, применяемое на промышленных и коммерческих объектах, более чувствительно к нарушениям качества электроэнергии, чем оборудование, применявшееся в прошлом веке. Оборудование, содержащее микропроцессорные средства управления и силовые электронные устройства, вычислительные машины, системы автоматизации управления, приводы с регулируемой скоростью вращения, могут быть чувствительны ко многим видам помех, кроме фактических прерываний. Процессы и оборудование стали более взаимосвязанными, что может сделать их более уязвимыми к выходу из строя одного компонента. Неисправность оборудования или неправильное управление важным процессом может влиять на непрерывность производства, приводя к материальным потерям [9-11]. 1. Методы исследования Согласно требованиям ГОСТ 32144 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», несинусоидальность характеризуется следующими показателями: а) коэффициент искажения синусоидальности; б) коэффициент n гармонической составляющей. Оптимальные уровни потерь в сетях районной энергетической системы могут быть обеспечены только при определенных режимах работы их отдельных элементов. Для этого необходимо поддерживать оптимальную загрузку данных элементов, в частности силовых трансформаторов (СТ). Под оптимальной загрузкой понимается величина, адекватная принятому критерию. Уровень загрузки силовых трансформаторов можно оценивать по следующим критериям: 1) по максимуму интегрального значения коэффициента полезного действия (КПД); 2) по минимуму потерь денежных средств при трансформации электроэнергии. Расчет интегрального значения КПД может быть произведен по выражению [12]: (1) где W1 - расход электрической энергии на первичной обмотке трансформатора, кВт·ч; W2 - расход электрической энергии на вторичной обмотке трансформатора, кВт·ч (рис. 1). Рис. 1. Расход электрической энергии на первичной и вторичной обмотках трансформатора W1 WΔW 2 Расход электрической энергии на вторичной обмотке трансформатора определяется по выражению [13]: (2) где SM - максимальная полная мощность, кВ·А; SH - номинальная мощность (SH =кWM), кВ·А; cosφ2H - коэффициент активной мощности; Тм - количество часов в расчетном периоде при определении объема потребления электрической энергии (мощности), ч. Потери электрической энергии в трансформаторе за расчетный период могут быть найдены из формулы [13]: (3) где τ - время максимальных потерь, ч, определяется из выражения (4) [13]; ΔPx - потери мощности холостого хода, кВт; ΔPк - потери мощности короткого замыкания, кВт; Т - период. (4) Минимальные потери денежных средств при трансформации электрической энергии определяются по выражению [12]: (5) Градостроительство и архитектура | 2021 | Т. 11, № 3 170 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ Оптимальное значение коэффициента загрузки, отвечающее оптимальной величине КПД, определяется по формуле [12]: (6) Оптимальная загрузка трансформатора из условия минимальных потерь денежных средств при трансформации ЭЭ определяется по формуле [13]: (7) Расход денежных средств на трансформацию определяется из выражения [12]: (8) где PT - коэффициент дисконтирования, %; KT - стоимость трансформатора, руб.; СЭ - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, руб./кВт·ч. Относительная стоимость трансформации электроэнергии рассчитывается по формуле [13]: (9) где КСМ - коэффициент загрузки, определяемый из условия минимальной стоимости трансформации электроэнергии. Оптимальная загрузка трансформатора из условия минимальной стоимости трансформации ЭЭ определяется из выражения [12]: (10) Оценка ущерба при отклонении коэффициента загрузки , от оптимальных значений рассчитывается по формуле [13]: (11) Относительные затраты на трансформацию электроэнергии рассчитываются по выражению [13]: (12) 2. Результаты исследования Для понимания описанной методики проведен расчет коэффициента загрузки трансформатора (табл. 1). Таблица 1 Значения коэффициентов загрузки KWM, KCM 0 0,002 0,004 0,006 0,008 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 - - Принятые исходные данные, взятые на действующем энергопредприятии: трансформатор ТМ- 400; SH =400 кВ·А; Рт=0,161 Вт; Т=8000 ч; Сэ=0,565 руб./кВт·ч; cos φ2м = 0,8; Ст = 72,65 руб.; Тм = 4923 ч. Согласно выражению (4) определяется время максимальных потерь: По выражению (5) определяются минимальные потери денежных средств при трансформации ЭЭ: А. С. Луковенко 171 Градостроительство и архитектура | 2021 | Т. 11, № 3 Относительная стоимость трансформации ЭЭ рассчитывается по формуле (9). Полученные значения ηWM, ηCM сводятся в табл. 2. Таблица 2 Зависимость минимальных потерь денежных средств при трансформации ЭЭ от относительной стоимости трансформации ЭЭ № п/п ηWM, % ηCM, % 1 0 0 2 27,277 15,857 3 42,861 27,329 4 52,944 36,014 5 60,002 42,817 6 65,217 48,291 7 78,936 64,878 8 84,882 73,267 9 88,200 78,331 10 90,314 81,720 11 91,778 84,147 12 92,849 85,971 13 93,667 87,391 14 94,311 88,529 15 94,830 89,461 16 97,177 93,909 17 97,909 95,491 18 98,222 96,303 19 98,364 96,796 20 98,421 97,128 21 98,429 97,366 22 98,406 97,546 23 98,362 97,686 24 98,304 97,799 Согласно полученным данным табл. 2, на рис. 2 построен график зависимости ηWM = ηWM(кWM). Согласно полученным данным табл. 2, на рис. 3 построен график зависимости ηCM = ηCM(кCM). Рис. 2. Зависимость времени максимальных потерь от коэффициента загрузки трансформатора Рис. 3. Зависимость стоимости трансформации ЭЭ от коэффициента загрузки трансформатора Градостроительство и архитектура | 2021 | Т. 11, № 3 172 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ По формуле (7) определяется коэффициент загрузки трансформатора: По выражению (10) определяется коэффициент загрузки трансформатора, определяемый из условия минимальной стоимости трансформации ЭЭ: После преобразования формул (7) и (10) получается зависимость: , . Далее считается зависимость ; - 7 раз для каждого количества часов в расчетном периоде при определении объема потребления ЭЭ (Тм принимаем не менее 3000 ч с шагом 500 ч.). Таблица 3 Зависимость , № п/п Тм, ч , о. е. , о. е. 1 3000 1,578 0,019 2 3500 1,411 0,015 3 4000 1,276 0,014 4 4500 1,165 0,013 5 5000 1,072 0,012 6 5500 0,992 0,011 7 6000 0,923 0,010 Согласно полученным данным табл. 3, на рис. 4 построен график зависимости . Согласно полученным данным табл. 3, на рис. 5 построен график зависимости . После преобразования формул (7) и (10) получается зависимость , Зависимость считается для 9 значений, зависимость считается для 6 значений (Сэ принимается от 0,1 - 1,7 руб./кВт·ч с шагом 0,2 руб./кВт·ч; Рт принимается от 0,1 - 0,35 % с шагом 0,05 %). Согласно полученным данным табл. 4, на рис. 6 построен график зависимости . Согласно полученным данным табл. 4, на рис. 7 построен график зависимости . Согласно выражению (11), проведена оценка ущерба при отклонении коэффициента загрузки трансформатора , от оптимальных значений, для этого рассчитаны относительные потери энергии при значениях: 0,25; ; 0,9. А. С. Луковенко 173 Градостроительство и архитектура | 2021 | Т. 11, № 3 Кроме того, определены относительные затраты на трансформацию электроэнергии при 0,25; ; 1 по выражению (12). Таблица 4 Зависимость , № п/п Сэ, руб./кВт·ч , о.е. Рт, % , о.е. 1 0,1 1,523 0,1 0,849 2 0,3 1,035 0,15 0,926 3 0,5 0,906 0,2 0,997 4 0,7 0,845 0,25 1,064 5 0,9 0,809 0,3 1,126 6 1,1 0,785 0,35 1,185 7 1,3 0,769 - - 8 1,5 0,756 - - 9 1,7 0,746 - - Рис. 4. Зависимость коэффициента загрузки трансформатора от количества часов в расчетном периоде при определении объема потребления ЭЭ Рис. 5. Зависимость коэффициента загрузки от количества часов в расчетном периоде Рис. 6. Зависимость коэффициента загрузки от стоимости 1 кВт·ч ЭЭ Рис. 7. Зависимость коэффициента загрузки, определяемого из условия минимальной стоимости трансформации ЭЭ от коэффициента дисконтирования Градостроительство и архитектура | 2021 | Т. 11, № 3 174 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ Выводы. 1. Оптимальный коэффициент загрузки трансформатора по критерию максимума интегрального КПД равен 0,669 о.е., оптимальный коэффициент загрузки трансформатора по критерию минимума затрат денежных средств на трансформацию ЭЭ равен 1,094, следовательно, в целях экономии затрат на трансформацию необходимо обеспечивать максимальную загрузку трансформатора. 2. При уменьшении количества часов при определении объема потребления ЭЭ (Тм) значение оптимальной загрузки трансформатора из условия минимальных потерь денежных средств при трансформации ЭЭ и оптимальная загрузка трансформатора из условия минимальной стоимости трансформации ЭЭ увеличиваются, например, при Тм=4000 часов, =1,276; =0,014, а при Тм=4500 ч, =1,165; =0,013. Что может говорить об экономической выгоде предприятия. 3. При увеличении стоимости ЭЭ величина уменьшается, при Сэ=0,1 руб./кВт·ч оптимальный коэффициент загрузки становится равным 1,523 о.е., а при Сэ=0,3 руб./кВт·ч =1,035 о.е. С точки зрения энергетической и финансово-экономической эффективности завышение коэффициента загрузки против оптимальных значений гораздо предпочтительнее, чем их занижение.

About the authors

Anton S. LUKOVENKO

Branch of PJSC “FGC UES” - Krasnoyarsk enterprise of backbone electrical networks

Author for correspondence.
Email: anlukov2.0@mail.ru

References

Supplementary files