ЭСМ 2. Замена устаревших силовых трансформаторов на современные трансформаторы ТМГ

 

Целью данного мероприятия является снижение потерь электроэнергии при ее транспортировке, повышение надежности работы оборудования, снижение рисков возникновения аварийной ситуации.

В настоящее время на предприятии ТОО «АЕS Усть-Каменогорская ТЭЦ» трансформаторный парк состоит из трансформаторов превысивших нормативный срок службы 25 лет (Рисунок 5.2).

 

Рисунок 5.2- Срок службы трансформаторов

Старое оборудование повышает вероятность возникновения пожаров и взрывов этих трансформаторов, так как плохая герметизация, механические повреждения, наличие посторонних примесей в изоляционной среде и т. д., независимо от типа трансформатора, могут привести к короткому замыканию внутри него и как следствие, к взрыву. Анализ значений потерь холостого хода показал, что для трансформаторов со сроком службы до 20 лет в качестве обобщенных характеристик допустимо принимать значения потерь холостого хода равным паспортным значениям. Для трансформаторов со сроком службы более 20 лет потери холостого хода возрастают в среднем с интенсивностью 1,75% (от паспортного значения) в год [1]. Сведения о превышении паспортных значений потерь холостого хода трансформаторов представлены ниже (Таблица 5.8).

Таблица 5.8 - Потери холостого хода трансформаторов

Тип трансформатора Год ввода в эксплуатацию ΔРхх (паспортное), кВт ΔРхх (с учетом срока службы), кВт  
 
ТМЗ-1000 2,75 3,09  
ТСЗ-1000 2,20 2,97  
ТСЗС-1000 2,20 2,97  
ТС-1000 2,20 3,20  
ТСЗ-1000 2,20 3,01  
ТСЗ-1000 2,20 2,93  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,51  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,43  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,43  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,51  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,51  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,51  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,51  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,51  
ТСЗСУ-1000 2,20 2,43  

Продолжение таблицы 5.8

Тип трансформатора Год ввода в эксплуатацию ΔРхх (паспортное), кВт ΔРхх (с учетом срока службы), кВт  
 
ТС-750 4,00 6,10  
ТМ-630 1,68 2,50  
ТМ-630 1,68 2,44  
ТМ-630 1,68 2,44  
ТМ-630 1,68 2,44  
ТМ-630 1,68 1,97  
ТМ-630 1,68 1,97  
ТСЗ-630 1,90 2,23  
ТСЗ-630 1,90 2,23  
ТСЗУ-630 1,90 2,10  
ТСЗА-630 1,90 2,17  
ТСЗА-630 1,90 2,17  
ТМ-560 2,50 3,73  
ТМ-560 2,50 4,43  
ТМ-560 2,50 4,34  
ТМ-560 2,50 4,21  
ТМ-560 2,50 4,21  
ТМ-400 1,08 1,42  
ТСЗ-250 0,75 1,12  
ТСЗ-250 0,75 1,12  
ТСЗ-250 0,75 0,88  
ТМ-100 0,37 0,57  

 

Потери холостого хода трансформаторов, в сравнении со своими паспортными данными, увеличены в 1,11 - 1,77 раза. Наибольшее увеличение соответствует трансформаторам 50-ых годов устаревших номиналов ТМ-560.

 

Предлагаемое решение

 

В качестве энергосберегающего мероприятия предлагается заменить морально и физически устаревшие трансформаторы классом напряжения 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ современными трансформаторами ТМГ с улучшенными техническими характеристиками (Рисунок 5.2).

Замена трансформаторов позволит избежать выхода из строя имеющихся трансформаторов, создания аварийных ситуаций, снизить нерациональный расход электроэнергии. Современные масляные трансформаторы ТМГ, в сравнении с установленным оборудованием, имеют ряд преимуществ по эксплуатации:

- не требуют производить отбор пробы масла;

- трансформаторы ТМГ практически не требуют расходов на предпусковые работы;

- трансформаторы ТМГ не требуют расходов на обслуживание в эксплуатации;

- трансформаторы ТМГ не нуждаются в профилактических ремонтах и ревизиях в течение всего срока эксплуатации.

 

Рисунок 5.2- Трансформатор ТМГ

Экономическое обоснование

Для обоснования мероприятия выполнен сравнительный расчет потерь в устаревших силовых трансформаторах номиналами 1000, 750, 630, 560 400, 250 и 100 кВА и в современных силовых трансформаторах ТМГ номиналами 1000, 630, 400, 250 и 100 кВА. Расчеты выполнялись в соответствии с РД 34.09.253 [2].

Потери электроэнергии в трансформаторе (DЭа.т.), обусловлены потерями активной мощности (потерями холостого хода и нагрузочными потерями) и потерями активной мощности в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором:

 

(5.3)

 

где кз = Sф/Sт.ном. – коэффициент загрузки трансформатора;

Sф – фактическая загрузка трансформатора;

Sт.ном. – номинальная мощность трансформатора;

Тп – годовое число часов работы трансформатора, 8760 ч;

Траб – число часов работы трансформатора с номинальной нагрузкой;

DР¢х = DРх + ки.п. ∙DQх – приведенные активные потери мощности холостого хода;

DРх – активные потери холостого хода при номинальном напряжении;

ки.п. – коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности. Характеризует активные потери от источника питания до трансформатора, приходящиеся на 1 квар пропускаемой реактивной мощности, кВт/квар (для предприятий, когда величина его не задана энергосистемой, следует принимать в среднем равным 0,07);

DQх = Sт.ном ∙ Iх%/100 – реактивные потери мощности холостого хода (Iх% - ток холостого хода, Sт.ном. – паспортные данные);

DР¢к = DРк + ки.п. ∙ DQк – приведенные активные потери мощности КЗ;

DРк – активные нагрузочные потери (активные потери КЗ) при номинальной нагрузке;

DQк = Sт.ном. ∙ uк%/100 – реактивные потери мощности КЗ (uк% - напряжение КЗ, Sт.ном. - паспортные данные).

Сведения о технических характеристиках, а так же расчет всех составляющих потерь электроэнергии в действующих и современных масляных трансформаторах ТМГ представлены ниже (Таблица 5.9 и Таблица 10). Сведения о величине снижения потерь электроэнергии при замене трансформаторов, стоимости трансформаторов (с НДС), стоимости строительно-монтажных работ (СМР) и сроке окупаемости мероприятий по установке трансформаторов представлены ниже (Таблица 5.11).

 


Таблица 5.9 - Сведения о технических характеристиках и расчет потерь электроэнергии в действующих трансформаторах

№ п/п Класс напряже-ния, Тип трансфор-матора Номин. мощность, кВА Год ввода в эксплуат. ΔРхх, кВт ΔРкз, кВт Ixx, % Uk, % Кип, кВт/квар ΔQхх, квар ΔQкз, квар ΔР'хх, кВт ΔР'кз, кВт Sф, кВА Кз, о.е. Тп, ч/год Тр, ч/год ΔР'хх∙Тп, кВт*ч Кз2∙ΔР'кз∙Тр, кВт*ч ΔЭа, кВт*ч  
 
6/0,4 ТМЗ-1000 3,09 12,3 1,50 8,00 0,07 15,0 80,0 4,14 17,90 0,22 36 239 1 670 37 909  
6/0,4 ТСЗ-1000 2,97 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,81 11,62 0,22 33 376 1 084 34 459  
6/0,4 ТСЗС-1000 2,97 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,81 11,62 0,23 33 376 1 238 34 614  
6/0,4 ТС-1000 3,20 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 4,04 11,62 0,20 35 399 36 213  
6/0,4 ТСЗ-1000 3,01 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,85 11,62 0,18 33 713 34 307  
6/0,4 ТСЗ-1000 2,93 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,77 11,62 0,25 33 038 1 590 34 629  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,51 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,35 11,62 0,23 29 328 1 238 30 567  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,43 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,27 11,62 0,15 28 654 28 998  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,43 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,27 11,62 0,18 28 654 29 248  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,51 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,35 11,62 0,15 29 328 29 672  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,51 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,35 11,62 0,17 29 328 29 829  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,51 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,35 11,62 0,21 29 328 30 271  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,51 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,35 11,62 0,21 29 328 30 271  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,51 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,35 11,62 0,19 29 328 30 027  
6/0,4 ТСЗСУ-1000 2,43 8,12 1,20 5,00 0,07 12,0 50,0 3,27 11,62 0,25 28 654 1 590 30 244  
6/0,4 ТС-750 6,10 8,80 2,50 8,00 0,07 18,8 60,0 7,41 13,00 0,15 64 934 65 318  
6/0,4 ТМ-630 2,50 8,50 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 3,83 10,93 0,25 33 518 1 495 35 013  
6/0,4 ТМ-630 2,44 8,50 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 3,77 10,93 0,23 33 002 1 164 34 167  
6/0,4 ТМ-630 2,44 8,50 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 3,77 10,93 0,18 33 002 33 561  
6/0,4 ТМ-630 2,44 8,50 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 3,77 10,93 0,22 33 002 1 019 34 022  
10/0,4 ТМ-630 1,97 8,50 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 3,30 10,93 0,17 28 882 29 352  
6/0,4 ТМ-630 1,97 8,50 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 3,30 10,93 0,25 28 882 1 495 30 377  
6/0,4 ТСЗ-630 2,23 4,70 1,60 5,00 0,07 10,1 31,5 2,94 6,91 0,20 25 738 26 222  
6/0,4 ТСЗ-630 2,23 4,70 1,60 5,00 0,07 10,1 31,5 2,94 6,91 0,18 25 738 26 091  
6/0,4 ТСЗУ-630 2,10 4,70 1,60 5,00 0,07 10,1 31,5 2,81 6,91 0,21 24 573 25 133  
6/0,4 ТСЗА-630 2,17 4,70 1,60 5,00 0,07 10,1 31,5 2,87 6,91 0,17 25 155 25 452  
6/0,4 ТСЗА-630 2,17 4,70 1,60 5,00 0,07 10,1 31,5 2,87 6,91 0,19 25 155 25 570  
6/0,4 ТМ-560 3,73 9,40 6,00 5,50 0,07 33,6 30,8 6,08 11,56 0,15 53 235 53 576  
6/0,4 ТМ-560 4,43 9,40 6,00 5,50 0,07 33,6 30,8 6,78 11,56 0,24 59 367 1 399 60 766  
6/0,4 ТМ-560 4,34 9,40 6,00 5,50 0,07 33,6 30,8 6,69 11,56 0,23 58 600 1 232 59 832  
6/0,4 ТМ-560 4,21 9,40 6,00 5,50 0,07 33,6 30,8 6,56 11,56 0,25 57 450 1 582 59 032  
6/0,4 ТМ-560 4,21 9,40 6,00 5,50 0,07 33,6 30,8 6,56 11,56 0,18 57 450 58 041  
6/0,4 ТМ-400 1,42 5,90 3,00 4,50 0,07 12,0 18,0 2,26 7,16 0,23 19 799 20 562  
6/0,4 ТСЗ-250 1,12 2,60 1,90 5,50 0,07 4,8 13,8 1,45 3,56 0,19 12 702 12 916  
6/0,4 ТСЗ-250 1,12 2,60 1,90 5,50 0,07 4,8 13,8 1,45 3,56 0,21 12 702 12 991  
6/0,4 ТСЗ-250 0,88 2,60 1,90 5,50 0,07 4,8 13,8 1,21 3,56 0,16 10 632 10 760  
6/0,4 ТМ-100 0,57 2,27 2,60 4,70 0,07 2,6 4,7 0,75 2,60 0,24 6 582 6 897  

 

Таблица 5.10- Сведения о технических характеристиках и расчет потерь электроэнергии в трансформаторах ТМГ

№ п/п Класс напряжения Тип трансфор-матора Номинальная мощность, кВА ΔРхх, кВт ΔРкз, кВт Ixx, % Uk, % Кип, кВт/квар ΔQхх, квар ΔQкз, квар ΔР'хх, кВт ΔР'кз, кВт Sф, кВА Кз, о.е. Тп, ч/год Тр, ч/год ΔР'хх∙Тп, кВт*ч Кз2∙ΔР'кз∙Тр, кВт*ч ΔЭа, кВт*ч  
 
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,22 27 244 1 385 28 629  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,22 27 244 1 385 28 629  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,23 27 244 1 583 28 826  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,20 27 244 1 041 28 284  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,18 27 244 28 002  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,25 27 244 2 033 29 276  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,23 27 244 1 583 28 826  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,15 27 244 27 683  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,18 27 244 28 002  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,15 27 244 27 683  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,17 27 244 27 883  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,21 27 244 1 205 28 448  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,21 27 244 1 205 28 448  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,19 27 244 28 136  
6/0,4 ТМГ 1 000 1,15 11,0 2,80 5,50 0,07 28,0 55,0 3,11 14,85 0,25 27 244 2 033 29 276  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,18 18 860 19 370  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,25 18 860 1 400 20 260  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,23 18 860 1 090 19 950  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,18 18 860 19 383  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,22 18 860 19 814  
10/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,17 18 860 19 300  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,25 18 860 1 400 20 260  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,20 18 860 19 577  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,18 18 860 19 383  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,21 18 860 19 690  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,17 18 860 19 300  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,19 18 860 19 475  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,13 18 860 19 073  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,21 18 860 19 730  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,20 18 860 19 626  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,22 18 860 19 843  
6/0,4 ТМГ 0,83 7,8 3,00 5,50 0,07 18,9 34,7 2,15 10,23 0,16 18 860 19 227  
6/0,4 ТМГ 0,61 5,4 3,00 4,50 0,07 12,0 18,0 1,45 6,66 0,23 12 702 13 412  
6/0,4 ТМГ 0,51 3,5 3,70 4,50 0,07 9,3 11,3 1,16 4,29 0,19 10 140 10 397  
6/0,4 ТМГ 0,51 3,5 3,70 4,50 0,07 9,3 11,3 1,16 4,29 0,21 10 140 10 488  
6/0,4 ТМГ 0,51 3,5 3,70 4,50 0,07 9,3 11,3 1,16 4,29 0,16 10 140 10 294  
6/0,4 ТМГ 0,27 2,3 4,00 4,50 0,07 4,0 4,5 0,55 2,59 0,24 4 818 5 131  

 

 


Таблица 5.11 - Сведения о величине снижения потерь электроэнергии, капитальных затратах и сроке окупаемости

№ п/п Снижение потерь электроэнергии, кВт*ч/год Снижение затрат на электроэнергию, тыс. тг/год Стоимость трансформатора, тыс. тг Стоимость СМР, тыс. тг Суммарные затраты, тыс. тг Срок окупаемости, год  
 
9 280 69 599 1 930 554 772 222 2 702 776 38,8  
5 831 43 730 1 930 554 772 222 2 702 776 61,8  
5 788 43 408 1 930 554 772 222 2 702 776 62,3  
7 929 59 469 1 930 554 772 222 2 702 776 45,4  
6 304 47 282 1 930 554 772 222 2 702 776 57,2  
5 353 40 145 1 930 554 772 222 2 702 776 67,3  
1 741 13 055 1 930 554 772 222 2 702 776 207,0  
1 315 9 861 1 930 554 772 222 2 702 776 274,1  
1 245 9 340 1 930 554 772 222 2 702 776 289,4  
1 989 14 920 1 930 554 772 222 2 702 776 181,1  
1 946 14 594 1 930 554 772 222 2 702 776 185,2  
1 823 13 671 1 930 554 772 222 2 702 776 197,7  
1 823 13 671 1 930 554 772 222 2 702 776 197,7  
1 891 14 181 1 930 554 772 222 2 702 776 190,6  
7 262 1 930 554 772 222 2 702 776 372,2  
45 948 344 606 1 344 481 537 793 1 882 274 5,5  
14 753 110 648 1 344 481 537 793 1 882 274 17,0  
14 217 106 626 1 344 481 537 793 1 882 274 17,7  
14 178 106 334 1 344 481 537 793 1 882 274 17,7  
14 207 106 556 1 344 481 537 793 1 882 274 17,7  
10 052 75 387 1 344 481 537 793 1 882 274 25,0  
10 117 75 879 1 344 481 537 793 1 882 274 24,8  
6 645 49 836 1 344 481 537 793 1 882 274 37,8  
6 708 50 309 1 344 481 537 793 1 882 274 37,4  
5 443 40 823 1 344 481 537 793 1 882 274 46,1  
6 152 46 140 1 344 481 537 793 1 882 274 40,8  
6 095 45 716 1 344 481 537 793 1 882 274 41,2  
34 504 258 777 1 344 481 537 793 1 882 274 7,3  
41 036 307 770 1 344 481 537 793 1 882 274 6,1  
40 206 301 545 1 344 481 537 793 1 882 274 6,2  
39 189 293 915 1 344 481 537 793 1 882 274 6,4  
38 813 291 101 1 344 481 537 793 1 882 274 6,5  
7 151 53 630 875 358 350 143 1 225 502 22,9  
2 519 18 891 671 027 268 411 939 438 49,7  
2 503 18 776 671 027 268 411 939 438 50,0  
3 501 671 027 268 411 939 438 268,4  
1 766 13 245 407 118 162 847 569 965 43,0  
417 893 3 134 198 55 110 056 22 044 022 77 154 078 24,6  

 

Общий срок окупаемости мероприятий по замене трансформаторов составляет 24,9 года. В свою очередь, большая часть предложенных вариантов замены трансформаторов имеют очень высокие сроки окупаемости, в несколько раз превышающие нормативный срок службы оборудования. Исключим из рассматриваемой таблицы мероприятия со сроком окупаемости более 25 лет. Полученные результаты представлены ниже (Таблица 5.12).

 

Таблица 5.12- Сведения о величине снижения потерь электроэнергии, капитальных затратах и сроке окупаемости (выборка)

№п/п Снижение потерь электроэнергии, кВт*ч/год Снижение затрат на электроэнергию, тыс. тг/год Стоимость трансформатора, тыс. тг Стоимость СМР, тыс. тг Суммарные затраты, тыс. тг Срок окупаемости, год  
 
45 948 344 606 1 344 481 537 793 1 882 274 5,5  
14 753 110 648 1 344 481 537 793 1 882 274 17,0  
14 217 106 626 1 344 481 537 793 1 882 274 17,7  
14 178 106 334 1 344 481 537 793 1 882 274 17,7  
14 207 106 556 1 344 481 537 793 1 882 274 17,7  
10 052 75 387 1 344 481 537 793 1 882 274 25,0  
10 117 75 879 1 344 481 537 793 1 882 274 24,8  
34 504 258 777 1 344 481 537 793 1 882 274 7,3  
41 036 307 770 1 344 481 537 793 1 882 274 6,1  
40 206 301 545 1 344 481 537 793 1 882 274 6,2  
39 189 293 915 1 344 481 537 793 1 882 274 6,4  
38 813 291 101 1 344 481 537 793 1 882 274 6,5  
7 151 53 630 875 358 350 143 1 225 502 22,9  
Итого 324 370 2 432 773 17 009 135 6 803 654 23 812 789 9,8  

 

Графическая иллюстрация срока окупаемости выбранных мероприятий представлена ниже (Рисунок 5.3).

 

Рисунок 5.3- Срок окупаемости мероприятий

Наименьшим сроком окупаемости обладают мероприятия по замене трансформаторов устаревших номиналов ТМ-560 до 7,3 лет и по замене сухого трансформатора ТС-750 с большим сроком службы - 5,5 года. Рассматриваемые трансформаторы обладают очень низкими показателями эффективности оборудования. Сроки окупаемости остальных мероприятий по замене трансформаторов составляют от 17 до 25 лет.