Комплексный энергоаудит Новосибирской ТЭЦ-3. Том 1. Технический отчет, страница 55

Примечание: При расчете загрузки трансформаторов коэффициент мощности для ТСН, 1Т, 2Т, 3Т, не имеющих приборов учета реактивной энергии, принят равным cosj =0,8, трансформаторов 5Т, 11Т, 13Т определен с учетом реального потребления реактивной энергии .

Как видно из таблицы 3.3.11  средняя загрузка за год ТСН-1 и ТСН-2, ТСН-5 и ТСН-6, работающих на одну систему шин 3,15 кВ и имеющих между собой связь через резервную шину, в течение года не превышает 18%. Максимальные среднемесячные загрузки этих трансформаторов составили, соответственно,  29, 23, 43 и 26%.

 В соответствии с «Инструкцией по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергобъединений», как правило, целесообразно производить отключение части трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами при устойчивом недоиспользовании их мощности,  когда нагрузка не превышает 40-45% суммарной номинальной мощности. При невозможности отключения одного из трансформаторов ТСН-1 и ТСН-2 (из условия надежности) предлагается заменить существующие трансформаторы мощностью 5600 кВА на 2500 кВА.

Трансформаторы ТСН-7, ТСН-8 работают на одну систему шин 6,3 кВ и имеют между собой связь через резервную шину. В течение года средняя нагрузка этих трансформаторов составляла, соответственно, 19 и 32 процента, максимальная среднемесячная - 28 и 48%. При невозможности отключения одного из трансформаторов ТСН-7 и ТСН-8 (из условия надежности) предлагается заменить существующие трансформаторы мощностью 25000 кВА на 16000 кВА.

Для оперативного контроля за уровнем нагрузки трансформаторов необходимо использование существующей системы АСКУЭ типа «Ток-с», а в дальнейшем после ее замены -  КТС «Энергия+».

Таким образом, в результате проведенного обследования состояния схем и средств учета установлено:

-  электротехническое оборудование находится в работоспособном состоянии, однако нуждается в проведении большого объема работ по техническому перевооружению. Мероприятия по реконструкции приведены в тексте и таблицах.

-  класс 1,0 для ТТ, установленных в точках учета: РВ-1 и ЦШ ЗАО «НЭСР»  не удовлетворяет требованиям ПУЭ;

-  в 32-х точках учета расхода электроэнергии на хозяйственные нужды и 3-х точках присоединения сторонних потребителей, запитанных от шин собственных нужд напряжением 0,4 кВ отсутствуют расчетные счетчики, что является нарушением (п. 1.5.7 ПУЭ);

-  сопротивление вторичных цепей трансформаторов тока в точках учета ТГ-7, ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10, ТСН-10, ТСН-11, ТСН-12, ТСН-13, ТСН-15, ТСН-100, ТЛ-1, ТЛ-2, К-3, К-4, К-5, К-6, 3-17, 3-18, ОВ-110, ЛЭП 237, ЛЭП 238, ЛЭП 239, ЛЭП 240, ОВ-220 превышают допустимые;

-  потери напряжения в цепях напряжения ТН в точках учета: ТГ-1, ТГ-5, ТГ-7, ТГ-8, ТГ-9, ТГ-10, 1-Т, 2-Т, 3-Т, АТ12-110, ТСН-10, ТСН-11, ТСН-12, ТСН-13, ТСН-15, ТСН-100, ТЛ-1, ТЛ-2, К-3, К-4, К-5, К-6, 3-17, 3-18, ОВ-110, ЛЭП-237, ЛЭП-238, ЛЭП-239, ЛЭП-240, ОВ-220 не отвечают требованиям ПУЭ;

-  у 7 счетчиков коммерческого учета просрочен межповерочный интервал (8 лет для электронных счетчиков и 6 лет для индукционных счетчиков); 

-  схемы учета электрической электроэнергии находятся в удовлетворительном состоянии, однако местная инструкция по учету отсутствует;

-  в большинстве случаев (в 55-ти точках расчетного учета) коэффициент трансформации трансформаторов тока при существующем уровне нагрузки не соответствует требованиям ПУЭ п. 1.5.17;

-  методика расчета потерь электроэнергии в пристанционных узлах НТЭЦ-3 имеет ряд недостатков и требуется ее корректировка;

-  существующая система АСКУЭ Ток-С  не охватывает точки технического учета, что не позволяет осуществлять оперативный контроль за уровнем потребления отдельных потребителей СН и проводить достаточный анализ электропотребления, уровней нагрузки и выбора оптимальных режимов работ  оборудования;