Комплексный энергоаудит Новосибирской ТЭЦ-3. Том 1. Технический отчет, страница 51

1.При определении, так называемых, приведенных потерь мощности холостого хода DР¢хх в программе расчетов допущена ошибка (для всех трансформаторов). Вместо составляющей DРхх = 42 кВт в формуле расчетов учтено  абсолютное значение мощности трансформатора =/32/. В результате  (при условии расчета по данной методике) получено DР¢хх  = 46,56 кВт в отличие от необходимой величины: 42+ 0,07*208 = 56,56 кВт. Аналогичная ошибка допущена при расчете потерь и других трансформаторов.

2.При определении нагрузочных потерь в трансформаторе не верен сам подход. В соответствии с «Инструкцией по расчету и анализу технологического расхода энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений» (И 34-70-030-87) не определяется Траб., которая, кстати, должна учитываться по справочным данным в зависимости от числа смен работы  предприятия, и расчет ведется по формуле:

DWнагр. = DРн.ср* Кф2*Т, либо

DWнагр. = DРн.макс. *t,

Где

н.ср и DРн.макс  - нагрузочные потери мощности, определенные по средним и максимальным нагрузкам, соответственно;

Кф – коэффициент формы графика;

Т - продолжительность периода, за который определяются потери, ч;

t - время максимальных потерь, ч.

Кф2 и t определяются непосредственно по графику суммарной нагрузки сети, либо по формулам, приведенным в данной инструкции.

3.Величина коэффициента мощности сosj принята условно равной 0,8. В расчетах желательно применять более реальные цифры.  Для этого можно воспользоваться данными АСКУЭ системы «Ток». Оценочная проверка величины  сosj для трансформатора 1-Т по данным суточной ведомости главного щита за 7.12.2004 г. показала, что коэффициент мощности изменяется в диапазоне от 0,619 до 0,734.

4.Пересчет потерь мощности трансформатора с учетом реактивных составляющих не требуется. Все действительные перетоки мощности и потребление энергии  фиксируются счетчиками. Приведение потерь мощностей производят для оценки экономичного режима работы нескольких трансформаторов с определением необходимого числа включенных, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии в этих трансформаторах. Увеличение потерь в проводах на участке от шин 110 кВ до трансформатора 1-Т из-за малой величины сопротивления можно считать не значительным и им пренебречь так же, как не учитывается уменьшение потерь на участках от трансформаторов 11Т, 13Т, 14Т  до шин 110 и 220 кВ.

5.В расчете потерь отдельных трансформаторов (11-Т, 2-Т) используются данные трансформаторов, которые не соответствуют паспортным данным, представленных электроцехом.

Для расчета потерь в трансформаторах необходимо пользоваться формулой, выведенной на основе ф.2.10 и 2.24 «Инструкции ….» (И 34-70-030-87):

DWтр. = DWхх + DWнагр. = DРхх*Т + DРк.з.з2* Кф2*Т=

хх*Т +(DРк.з.ф2* Wа2)/(Sн2* сos2j*Т)

Согласно предлагаемой формуле расчетов общая величина потерь при среднем сosj = 0,7 и  рекомендуемом при отсутствии графика нагрузки Кф2=1,3 определилась равной – 51,895 МВт.ч.

При определении активных потерь в линиях также необходимо учитывать коэффициент формы графика Кф2

К недостатку методики можно отнести также то, что при расчете суммарных потерь в пристанционных узлах Новосибирской ТЭЦ-3 не учитываются потери в реакторах 10 кВ на междусекционных соединениях шин 10,5 кВ.

Использование «Методики расчета потерь электроэнергии в пристанционных узлах Новосибирской ТЭЦ-3», имеющей недостатки, не позволяет осуществлять достаточный контроль достоверности учета электроэнергии на электростанции, проводить разработку необходимых мероприятий по совершенствованию учета и повышению эффективности работы оборудования.

3.3.7. Контроль исполнения анализа достоверности учета электроэнергии по фактическому и допустимому небалансу, а также предела допустимой относительной погрешности.

Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии (РД 34.09.101-94) на ТЭЦ-3 определяются и сравниваются значения фактического (НБфэ) и допустимого (НБд) небалансов.

Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т. е.  НБфэ≤ НБд.