Научные и практические аспекты функционирования энергосистем и развития базы отечественного трансформаторостроения.

Никитин О.А., канд. техн. наук, ОАО ХК «Электрозавод»

Электроэнергетика России как одна из базовых областей экономики страны была практически сформирована к середине 80-х годов и представляет собой часть Единой Энергетической Системы бывшего СССР.

Надежность и высокая экономичность функционирования крупнейшей энергетической системы обеспечивается разработанной и созданной отечественной сбалансированной системой генерации и транспорта электроэнергии.

На сегодня техническое состояние оборудования в электроэнергетике оценивается как критическое по причинам физического и морального износа. По данным РАО «ЕЭС России» около 45% установленного парка трансформаторов и реакторов превысило ресурсный срок эксплуатации. К 2015 году более 60% трансформаторного оборудования выработают свой ресурс и потребуют замены. Это в равной мере касается и сетевого электрооборудования.

Понятно, что в современных экономических условиях говорить о скорой замене всего выработавшего ресурс трансформаторного оборудования не приходится. В связи с этим достаточно остро стоит вопрос о выработке следующих подходов:

• во-первых, к оценке работоспособности оборудования за пределами номинального срока эксплуатации, формированию единого подхода к определению остаточного ресурса и подготовке рекомендаций по последующему техническому обслуживанию такого оборудования;
• во-вторых, к экономической целесообразности эксплуатации морально устаревшего оборудования и разработке принципиально нового, технически совершенного электротехнического оборудования.

Что касается аспекта разработки научных основ и практической реализации определения допустимых масштабов вынужденного продления сроков службы высоковольтного оборудования, он достаточно подробно изложен в [1].

Задача заключается в том, чтобы из группы старого оборудования выделить ту часть, которая может проработать надежно еще какое-то время, например, 5 лет. Численная оценка остаточного ресурса конкретного экземпляра оборудования представляет собой важную научную и практическую задачу. Разработан ряд различных подходов, основанных на анализе результатов периодического контроля состояния трансформаторного оборудования, позволяющих получить оценки остаточного ресурса оборудования достаточно близкими к фактическим. Дальнейшая работа по оценке остаточного ресурса оборудования должна проводиться в тесном контакте с энергосистемами России.

Что касается экономической целесообразности эксплуатации морально устаревшего оборудования – подход неоднозначный.

Снижение потерь и расходов на эксплуатацию трансформаторов связано с оптимизацией их конструкции, с применением современных и более высококачественных материалов и комплектующих, со значительными дополнительными затратами, то есть с увеличением их стоимости. Отсутствие в энергетических системах России практики оценки годовых затрат у потребителя силовых трансформаторов с учетом всех факторов, включая стоимость потерь, отнюдь не стимулирует фирмы-изготовители трансформаторов совершенствовать конструкции, а сами энергопредприятия заменять выработавшие ресурс трансформаторы производства 50-70 годов прошлого века на новые, с улучшенными характеристиками, со значительно более низкими потерями, более надежные в эксплуатации.

Россия в 90-е годы практически перешла на путь рыночных реформ. Большинство ведущих менеджеров энергетических компаний анонсируют критерии выбора оборудования при покупке – надежность и минимальные эксплуатационные затраты.

Однако на деле основным критерием при покупке трансформаторов является только цена, да и заменять морально устаревшее оборудование на энергопредприятиях не спешат, считая, что выгоднее произвести ремонт.

Ведущие зарубежные энергетические компании при проведении тендеров на поставку силовых трансформаторов указывают методику расчета годовых затрат у потребителя Зг, учитывающую цену трансформатора (капитализированные затраты Зк) и годовую стоимость потерь Зп, то есть:

Зг=Зк+Зп

Величина Зк определяется ценой трансформатора, умноженной на коэффициент, учитывающий амортизационные отчисления за установленный срок (принимается обычно 0,1).

Годовая стоимость потерь Зп определяется стоимостью 1 кВт-ч, величиной потерь холостого хода и короткого замыкания, числом часов включения в год трансформаторов на холостом ход/и продолжительностью нагрузки, эквивалентной максимальной (для блочных трансформаторов принимается соответственно 8000 и 5000 часов).

На примере повышающего автотрансформатора 138 МВА, 220 кВ, установленного на Иркутской ГЭС, можно оценить эффективность замены трансформатора выпуска 50-тых годов на новый с уменьшенными потерями.*

В таблице приведены капитализированные затраты и стоимости потерь повышающего автотрансформатора АОДЦТ-138000/220/110 (производство 1956 год) и нового, изготовленного в ОАО ХК «Электрозавод» в 2001г. При расчете стоимости потерь цена 1 кВт-ч принималась равной 0,02 долл. При расчете капитализированных затрат кроме стоимости трансформатора учитывалась стоимость перевозки и монтажа.

 Характеристики повышающего автотрансформатора АОДЦТ-138000/220/110 Иркутской ГЭС

Из таблицы видно, что только за счет снижения потерь установка нового автотрансформатора окупается за 1,5 года.

После развала СССР значительная част предприятий-изготовителей, работавших в условия: сложившейся в стране специализации производств; трансформаторного оборудования, оказалась за пре делами России, превратившись в заводы-конкуренты Перед Российскими производителями возникла не легкая задача – освоить производство новых для себя видов оборудования, обеспечивающего бесперебойную экономичную работу энергосистемы страны.

Необходимо отметить, что с первой частью задачи российские производители справились достаточно успешно. Существенно расширена номенклатуре таких ведущих производителей, как Уралэлектротяжмаш, ОАО «Электрозавод», Свердловского завода трансформаторов тока, Самарского трансформаторного завода, Алтранса и др., освоивших производство многих видов продукции, выпускавшейся в Запорожье и Минске.

Основными направлениями при разработке новых силовых трансформаторов, определяющими их технический уровень, являются снижение потерь электроэнергии, повышение надежности, улучшение массо-габаритных характеристик, снижение монтажных и эксплуатационных затрат.

Однако разработка и освоение производства трансформаторов современного уровня требуют значительных материальных затрат, связанных с техническим переоснащением технологических мощностей, поисковыми и исследовательскими работами, выбором современных материалов, поисками новых поставщиков.

К сожалению, в настоящее время реализация прогрессивных технических решений для производителей силовых трансформаторов экономически нецелесообразна, так как ведет к увеличению стоимости изделий.

Несомненно, в условиях дефицита средств на модернизацию и замену оборудования подход к решению проблемы в каждом конкретном случае должен быть индивидуальным. Но надежность, низкий уровень потерь электроэнергии и минимальные эксплуатационные затраты должны стать основными критериями при решении вопроса о замене оборудования в энергосистемах и при разработке и освоении производства новых трансформаторов всех классов напряжений.