Комплексный энергоаудит Новосибирской ТЭЦ-3. Том 1. Технический отчет, страница 50

Примечание:  1. * – для 12АТ-100 средний коэффициент загрузки ТТ определялся как среднее значение по году;

2. ** - в расчете загрузки ТТ  при отсутствии учета реактивной энергии cosj принят равным 0,8, как среднее значение коэффициента мощности для потребителей 10 кВ;

3. *** - расчет загрузки ТТ  для потребителей 10 кВ производился по данным учета за один месяц 2004 г с минимальным электропотреблением и определением коэффициента мощности для каждого потребителя;

4. **** - для ЛЭП 110 и 220 кВ средний коэффициент загрузки ТТ определялся как среднее значение по году.

5. Расчет загрузки ТТ  для обходных выключателей не производился.

3.3.5.8. Проверка наличия утвержденной руководителем схемы размещения приборов расчетного и технического учета электрической энергии, соответствующей полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом; контроля периодичности  и объемов проверки расчетных счетчиков, их калибровки в соответствии с местной инструкцией.

Схемы размещения приборов расчетного и технического учета есть в наличии на предприятии.

Расчетные счетчики для коммерческого учета электрической энергии находятся на балансе ЗАО «Энергосбыт». Поверку и калибровку расчетных счетчиков эл. энергии производит это ЗАО в соответствии со своим графиком, утвержденным главным инженером ЗАО «Энергосбыт». При проведении обследования установлено, что из 74-х точек учета в 7-ми  нарушены сроки поверки расчетных счетчиков.

Счетчики технического учета проходят калибровку в соответствии с внутренним графиком.

Как показала проверка, сроки калибровки не нарушаются.

3.3.6. Проверка расчета и учета потерь электроэнергии в главных трансформаторах электростанции.

Расчет и учет потерь электроэнергии в главных трансформаторах электростанции и других пристанционных узлах на Новосибирской ТЭЦ-3 ведется  в соответствии с «Методикой расчета потерь электроэнергии в пристанционных узлах Новосибирской ТЭЦ-3», разработанной на станции в 2002 году.

Проверку методики проведем на примере расчета потерь в трансформаторе связи 1-Т за февраль месяц  2005 г.

В соответствии с представленными данными:

W_а = 5786,8 МВт.ч. – общее количество активной энергии (перетоков) прошедшей через трансформатор 1-Т;

Cosj = 0,8 – коэффициент мощности, при отсутствии учета реактивной энергии принятый в расчетах;

Т = 672 ч. – время работы трансформатора за месяц;

S_н = 32,0 МВА – номинальная мощность трансформатора;

I_хх = 0,65% - ток холостого хода трансформатора (по паспортным данным);

U_к.з. = 10,47% - реактивное падение напряжения в трансформаторе (по паспортным данным);

DР_хх = 42 кВт – потери холостого хода трансформатора (по паспортным данным);

DР_к.з. = 183,34 – потери короткого замыкания трансформатора (по паспортным данным).

Согласно методике общая формула расчета потерь в трансформаторе выглядит следующим образом:

DW_тр. = DW_хх + DW_нагр. = DР¢_хх*Т + DР¢_к.з.*К_з²*Т_раб.,

Где

DW_хх – потери в электроэнергии за счет холостого хода трансформатора, кВт.ч;

DW_нагр – нагрузочные потери электроэнергии, кВт.ч.

DР¢_хх – приведенные потери мощности холостого хода трансформатора за счет реактивной составляющей потребления энергии трансформатором (Q_хх) с учетом коэффициента изменения потерь К_ип, принятого в расчетах по справочным данным равным 0,07;

DР¢_к.з. – приведенные потери мощности в обмотках трансформатора за счет реактивной составляющей потребления энергии трансформатором (Q_к.з) с учетом коэффициента изменения потерь К_ип.;

К_з = (W_а/ сosj)/ (S_н*Т) » 0,33638 – коэффициент загрузки трансформатора;

Т_раб. = (W_а/ сosj)/ S_н » 226,0468 ч. – число часов работы трансформатора с номинальной нагрузкой;

В результате расчетов общая величина потерь определилась равной – 41,976 МВт.ч.

Основные замечания к методике.