Задача энергоаудиторов – проанализировать режимы эксплуатации энергооборудования в новых условиях и дать соответствующие рекомендации по его эксплуатации в сложившейся ситуации.

В связи со значительным снижением объемов производства на российских предприятиях сложилась ситуация, при которой, как отмечалось выше, системы электроснабжения эксплуатируются не в номинальном режиме; увеличилась доля потерь, связанная с недогрузкой трансформаторов. Потери в трансформаторах состоят из постоянной (потери в стали) и нагрузочной (в обмотках, коммутаторах и соединительных шинах) составляющих.

Двухобмоточные трансформаторы представляются упрощенной Г-образной схемой замещения [47] с активным и реактивным сопротивлениями и активными и реактивными потерями холостого хода (потери в стали). Для упрощенной схемы замещения потери реактивной мощности при холостом ходе (XX) трансформатора определяются как

где I_>XX – ток холостого хода (XX), % от I_>ном;

S_>ном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Активное R_>T и реактивное Х_>T сопротивления двухобмоточного трансформатора рассчитываются соответственно по формулам

где U_>ном – номинальное напряжение основного вывода обмотки трансформатора, кВ;

ΔР_>КЗ – потери короткого замыкания (потери в меди), кВт;

U_>K – напряжение короткого замыкания (КЗ), %.

Потери электроэнергии в стали трансформаторов (потери холостого хода) определяются по паспортным данным трансформаторов:

где ΔР_>XXi – потери мощности холостого хода в i-м трансформаторе, кВт, находящемся на балансе предприятия (табл. 2). Потери мощности холостого хода в расчетах следует принимать равными потерям в стали (ΔP_>XXi = 2,1 – 2,45 кВт – из каталога трансформатора ТМ-1000/10);

T_>i – число часов работы i-го трансформатора в расчетном месяце;

n_>T – число работающих трансформаторов, шт;

U_>IГ – взвешенный по нагрузке уровень напряжения на головном участке (ГУ) распределительной линии, кВ;

U_>ном– номинальный уровень напряжения питания i-го трансформатора, кВ.

Таблица 2

Каталожные и расчетные данные двухобмоточных трансформаторов на входное напряжение 10 кВ

Нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются аналогично нагрузочным потерям в линиях электроснабжения:

где К_>фсут – коэффициент формы суточной составляющей графика нагрузки головного участка (ГУ) сети;

К_>Фмес – коэффициент формы месячной составляющей графика нагрузки ГУ сети;

W_>PT – активная энергия, пропущенная по головному участку (ГУ) сети за расчетный год, тыс. кВт • ч;

tg(φ_>r) —тангенс угла нагрузки сети.

Сетевые и трансформаторные нагрузочные потери пропорциональны квадрату тока, протекающему через них, при постоянном напряжении – квадрату отпуска электроэнергии. Сетевые нагрузочные потери рассчитываются аналогично трансформаторным нагрузочным потерям. Увеличение тангенса угла нагрузки сети приводит к увеличению сетевых потерь, которые пропорциональны (1 + tgφ_>r).

Влияние материала трансформатора на его потери приведено в табл. 2а.

Таблица 2а

Влияние материала трансформатора на его потери

При обследовании необходимо оценивать степень загрузки трансформаторных подстанций, выключать незагруженные трансформаторы, увеличивая степень их загрузки. Попытка сделать линию разграничения с энергосбытом по обслуживанию на низкой стороне, с уходом от управления загрузкой отключением ненагруженных трансформаторов не снимает проблемы.

Необходимо также оценить эффективность работы компенсационных устройств, проанализировать влияние (табл. 3) изменения cosφ на потери в сетях в течение суток, подобрать режимы эксплуатации косинусных батарей (рис. 2, табл. 4) и при наличии синхронных двигателей, работающих в режиме компенсации реактивной мощности, применять автоматическое управление током возбуждения.