Незаинтересованность сетевых предприятий в оптимальном развитии системы электроснабжения приводит на практике к созданию дополнительных резервов трансформаторной мощности в ТП за счет средств вновь подключаемых к сети потребителей. Расчеты технических потерь электроэнергии позволяют выявить в сети слабо загруженные силовые трансформаторы, для которых характерно превышение потерь энергии холостого хода над нагрузочными потерями энергии за год. Упорядочение мощностей трансформаторов в сети заключается в замене незагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности за счет обменного фонда трансформаторов предприятий электрических сетей или энергосистемы.
Установим условия целесообразности замены силового трансформатора на трансформатор меньшей мощности.
Потери мощности работающего силового трансформатора
где АРХ, АРКЗ — паспортные значения потерь мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора мощностью S; к — коэффициент загрузки трансформатора.
У трансформатора меньшей мощности Δ) (Δ) < S) потери мощности составят
(27)
Известно, что ΔΡχ1 < АРХ, АРКЗу < АРКЗ, однако ку > к. На основании выражений (26) и (27) сформулируем необходимое условие замены трансформатора, обеспечивающего АРу < АР:
(28)
Если загрузка вновь установленного трансформатора будет больше ку, то суммарные потери мощности у такого трансформатора превысят потери мощности у заменяемого трансформатора.
Значения ку, вычисленные по формуле (28), приведены в табл. 7.5.
При учете расходов на демонтаж старого и монтаж нового трансформатора (АК), расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание, а также части стоимости, определяемой нормативным коэффициентом эффективности капитальных вложений, величина ку должна определяться так:
(29)
где t — продолжительность включения трансформатора в течение года, ч; βχ, β — стоимость одного киловатт-часа потерь электроэнергии в стали и обмотках трансформа-
тора, p/кВтч; τ — время потерь, ч.; р — доля отчислений от стоимости трансформатора на амортизацию, текущий ремонт, обслуживание и по нормативному коэффициенту эффективности капитальных вложений; К, Κι — стоимость трансформатора соответственно большей и меньшей мощности.
Табл. 5. Зависимость коэффициента загрузки трансформаторов меньшей мощности от влияющих факторов
Мощность заменяемого трансформатора, кВ-А | Мощность устанавливаемого трансформатора, кВ А | Значение Л] при к, равном | ||||
0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 | ||
40 | 25 | 0,32 | 0,34 | 0,47 | 0,57 | 0,67 |
63 | 40 | 0,31 | 0,38 | 0,46 | 0,56 | 0,67 |
63 | 25 | 0,48 | 0,54 | 0,64 | 0,74 | 0,86 |
100 | 63 | 0,30 | 0,37 | 0,46 | 0,57 | 0,69 |
100 | 40 | 0,47 | 0,55 | 0,47 | 0,67 | 0,80 |
250 | 100 | 0,49 | 0,55 | 0,63 | 0,73 | 0,83 |
250 | 63 | 0,68 | 0,74 | 0,84 | 0,95 | 1,08 |
400 | 250 | 0,28 | 0,35 | 0,44 | 0,55 | 0,66 |
400 | 100 | 0,61 | 0,68 | 0,77 | 0,89 | 1,02 |
630 | 400 | 0,32 | 0,38 | 0,46 | 0,55 | 0,66 |
630 | 250 | 0,47 | 0,53 | 0,62 | 0,72 | 0,84 |
Значения к\, вычисленные по формуле (29), превышают аналогичные значения, приведенные в табл. 5, в 1,3—4 раза и в большинстве случаев номинальную загрузку, равную единице, что указывает на эффективность замены недогруженных трансформаторов.
Трансформаторные подстанции городской сети могут быть двухтрансформаторными с аппаратами мощностью 250, 400 и 630 кВ А каждый.
Нагрузка ТП, при которой целесообразно отключать один из параллельно работающих трансформаторов, определяется на основании равенства потерь мощности при одном и двух работающих трансформаторах равной мощности SH следующим образом: 
Значение S для трансформаторов мощностью 250 кВ А составляет 166,4 кВ А, для трансформаторов мощностью 400 кВ А — 247,1 кВ А, для трансформаторов мощностью 630 кВ А — 403,6 кВ А.
