Статья посвящена оценке объёмов и сроков окупаемости инвестиций для реализации стратегии внедрения энергоэффективных трансформаторов. Обоснована необходимость предварительной оптимизации структуры и параметров трансформаторного комплекса. Приведены общие положения стратегии внедрения энергоэффективных трансформаторов. Изложены математические зависимости и алгоритм оптимизации трансформаторного комплекса. Методология оптимизация проиллюстрирована расчетами применительно к трансформаторному комплексу, функционирующему на территории, подведомственной МРСК «Сибири».
Введение
Огромный потенциал повышения энергоэффективности трансформаторных подстанций [1] обусловливает актуальность скорейшей разработки и реализации стратегии внедрения инновационных трансформаторов в электросетевой комплекс России. Одновременно необходимо оценить инвестиционную привлекательность внедряемых инноваций: рассчитать объём и срок окупаемости. Однако, по мнению автора, крайне расточительно, бессмысленно формировать инвестиционные программы модернизации электросетей в части трансформаторных комплексов, не проводя их структурную (по количеству трансформаторов каждой мощности) и параметрическую (по значению потерь холостого хода и короткого замыкания) оптимизацию.
12 апреля 2017 года вступил в силу отраслевой стандарт ПАО «Россети» СТО 34.01-3.2-011-2017 «Трансформаторы силовые распределительные 6-10 кВ мощностью 63 — 2500 кВА. Требования к уровню потерь холостого хода и короткого замыкания». В связи с этим все региональные распределительные компании с января 2019 года начали осуществлять закупки трансформаторов класса энергоэффективности не ниже Х2К2 согласно классификации указанного СТО. Также на трансформаторные заводы стали поступать, пока, правда, единичные, заявки от ФСК ЕЭС, от отдельных МРСК на закупку инновационных трансформаторов с магнитопроводом из аморфной стали.
Таким образом, в электросетевом распределительном комплексе России складывается парадоксальная ситуация: с одной стороны, начинается цифровизация, начинает закупаться инновационное, в том числе, трансформаторное оборудование; а с другой — сохраняется поистине огромный парк и морально, и физически устаревшего трансформаторного оборудования. Но самая большая опасность заключается в том, что продолжает возрастать неустойчивость гигантского трансформаторного парка России, насчитывающего, по оценкам автора, более трёх миллионов распределительных трансформаторов. Это трансформаторные подстанции ПАО «Россети» и конечных потребителей электроэнергии.
Нарастание неустойчивости связано с тем, что, независимо от образа мышления топ-менеджеров ПАО «Россети», ФСК или МРСК, вся совокупность силовых распределительных трансформаторов России, будучи связано единой целью транспортировки и распределения электроэнергии, имеет ценозные свойства. А, как уже теперь для многих, совершенно очевидно, что техноценоз подчиняется законам устойчивого структурного разнообразия и оптимального построения. При нарушении этих законов построения, функционирование техноценоза, тем более такого беспрецедентно масштабного по количеству единиц техники, с большой вероятностью становится подвержено техногенным катастрофам.
Для стабильной и эффективной работы трансформаторного комплекса России как части электросетевого комплекса в целом необходимо, помимо стратегии внедрения энергоэффективных трансформаторов в рамках цифровизации электросетевого комплекса, разработать методологию структурной (номенклатурной) и параметрической оптимизации трансформаторного комплекса, рассматривая его как техноценоз со всеми его специфическими особенностями. Прежде чем формировать инвестиционную программу модернизации, в каждом МРСК требуется провести глубокую ревизию всего трансформаторного комплекса в целом, получить рекомендации по его модернизации в плане повышения его энергоэффективности как техноценологической системы.
Аспектам такой ревизии и посвящена настоящая статья. Автор, в качестве примера, взял трансформаторный комплекс МРСК «Сибири».
Основные элементы стратегии внедрения энергоэффективных трансформаторов в электросетевой комплекс России.
Единая стратегия должна включать в себя комплекс нормативных документов, организационно-технических мероприятий и методического обеспечения. Укрупненно предлагаются следующие компоненты стратегии.
- Предложения по формированию нормативной базы.
Предлагается внести изменения в несколько стандартов, касающихся силовых трансформаторов, а именно: в ГОСТ Р 52719 и в ГОСТ Р 54827. В эти документы необходимо внести все требования, касающиеся определения потерь хх и кз энергоэффективных трансформаторов.
- Предложения по организационно-техническим мероприятиям.
Необходимо разработать и на государственном уровне законодательно утвердить либо новый документ, либо дополнить новыми главами существующие (ПУЭ, ПТЭЭП), где будет детально прописан порядок осуществления замены всех не соответствующих требованиям силовых трансформаторов. В этом документе должен быть определен порядок мониторинга и критерии оценки технического состояния силовых трансформаторов. Необходимо также определить требования к техническим средствам мониторинга технического состояния трансформаторов. Научным базисом указанного документа является комплекс работ российских специалистов и ученых, в том числе и автора настоящей статьи, которые занимаются проблемой энергоэффективных трансформаторов [2-7]
- Предложения по методическому обеспечению.
Необходимо разработать и на государственном уровне принять единую для всех заказчиков «Методику выбора поставщика энергоэффективных трансформаторов». Основы такой Методики заложены, в частности, в работе [8].
Основы методологии оптимизации трансформаторных комплексов
Научно-теоретическая база оптимизации трансформаторных комплексов, которую использовал автор, заложена в работах организатора и руководителя Калининградской техноценологической школы профессора, д. т. н. Гнатюка Виктора Ивановича, в частности, в его основополагающем труде [9]. Выдающийся вклад в теоретическое исследование техноценозов внес профессор, д. т. н. Жилин Борис Владимирович, руководивший кафедрой в НИ РХТУ им. Д. И. Менделеева [10]. Автор настоящей статьи применил и творчески развил основные положения научных разработок профессоров д. т. н. Гнатюка В. И. и д. т. н. Жилина Б. В. для изучения трансформаторных комплексов. При этом получены новые научные результаты, открывающие широкие перспективы глубокой цифровой и энергоэффективной модернизации электросетевых комплексов.
Среди наиболее важных новых научных и прикладных результатов необходимо отметить следующие:
- Выявлены закономерности, которые связывают общее количество (в штуках) трансформаторов одной мощности с порядковым номером мощности в ряду номинальных мощностей трансформаторов. Это сделало возможным моделирование структуры больших совокупностей трансформаторов, работающих в рамках территориальных электрораспределительных комплексов. Модель позволяет прогнозировать закупки оборудования и является основой оптимизации номенклатуры и параметров силовых распределительных трансформаторов.
- Установлена взаимосвязь энергоемкости ВВП (ВРП) и совокупных потерь трансформаторного комплекса. Это сделало возможным научно обоснованное нормирование показателей энергоэффективности силовых и распределительных трансформаторов.
- Установлена взаимосвязь статистического разнообразия (энтропии) потерь в трансформаторном комплексе и констант, которые определяют его структуру. Это обеспечило возможность оптимизации структуры трансформаторного комплекса.
- Определены оптимальные режимы эксплуатации трансформаторного оборудования в распределительном комплексе в зависимости от показателей потерь холостого хода и короткого замыкания всех трансформаторов.
- Выполнена оценка потенциалов энергосбережения страны всего трансформаторного комплекса страны в целом и даны оценки объемов инвестиций и сроков их окупаемости при реализации различных стратегий внедрения энергоэффективных трансформаторов.
Первым шагом в создании методологии оптимизации структуры трансформаторного комплекса стала проверка ценозности больших совокупностей трансформаторов, работающих в рамках единой распределительной сети региона и страны в целом. Как описано в [6, 7], структура трансформаторного комплекса — количество трансформаторов в зависимости от номинальной мощности, описывается базовым техноценологическим уравнением (ранговидовым распределением)
Параметр — называется константой распределения и определяет количество трансформаторов наименьшей мощности и наибольшей численности; это «вид», которому присваивается первый порядковый номер (первый ранг).
- β — характеристический показатель ранговидового распределения.
- ri — ранг (порядковый номер) каждого «вида» (каждой мощности) трансформаторов.
- Ni — количество трансформаторов ранга (порядкового номера) i, параметр i изменяется от значения 1 (первый ранг), до значения S, общего числа видов (номинальных мощностей трансформаторов).
В [7] указано, что показатель β, найденный опытным путем, равен 1,44 для реальных трансформаторных ценозов — распределительных трансформаторных комплексов.
В правой части формулы (1) имеется три константы N1, S и β, называемые константами разнообразия, на которые ценозность системы накладывает жесткие ограничения. В работе [10] на основе этих ограничений получена формула, позволяющая аналитически рассчитать значения β для ценозов, имеющих разные константы разнообразия (вместо N1 в формуле используется доля трансформаторов первого ранга от общего количества p1).
Таблица 1. Теоретические значения для ценозов различной структуры
| Доля первого ранга | Количество рангов | Значение бета «Расчёт» | Значение бета «Реальное» |
|---|---|---|---|
| 0,2823 | 13 | 1,0313 | 0,9 |
| 0,3145 | 13 | 1,0910 | 1 |
| 0,3477 | 13 | 1,1574 | 1,1 |
| 0,3816 | 13 | 1,2306 | 1,2 |
| 0,4157 | 13 | 1,3102 | 1,3 |
| 0,4498 | 13 | 1,3964 | 1,4 |
| 0,4835 | 13 | 1,4885 | 1,5 |
| 0,5165 | 13 | 1,5858 | 1,6 |
| 0,5484 | 13 | 1,6872 | 1,7 |
| 0,5792 | 13 | 1,7924 | 1,8 |
| 0,6086 | 13 | 1,9001 | 1,9 |
| 0,6366 | 13 | 2,0096 | 2 |
Автором исследовались ценозы трансформаторов (трансформаторные комплексы) при варьировании характеристического показателя ранговидового распределения в диапазоне 0.9⩽β⩽0.9.
Полученные теоретические значения β по формуле приведены в таблице 1 для всего исследуемого диапазона. Практическое совпадение полученных расчетных значений, в соответствии с выводами работы [10] позволяет однозначно утверждать, что трансформаторные комплексы — это безусловно техноценозы. Для их исследования необходимо применять весь теоретический арсенал, полученный на сегодняшний день. Ниже приведены результаты исследования, которые положены в основу оптимизации структуры трансформаторных техноценозов.
Математический аппарат и методология оптимизации техноценозов, как уже упоминалось, подробно рассмотрены в работах профессора, д. т. н. В. И. Гнатюка и его научной школы. Однако системы силовых и распределительных трансформаторов, с одной стороны, имеют специфические характеристики как вид техники; с другой стороны, их формирование происходило в течение многих десятков лет, и их структура достаточно стабильна даже в кризисные годы.
Такое положение дел определило крайне консервативное отношение эксплуатантов к различным новациям в организации электроснабжения. И это, отчасти, оправдано, так как принцип «не навреди» не менее актуален в организации крупных систем электроснабжения, чем в медицине. Потребовалось найти простые в математическом выражении, интуитивно понятные, но, в то же время, строго обоснованные научно закономерности, которые позволяют при расходовании приемлемых временных, технических и финансовых ресурсов вносить изменения в существующие, сложившиеся в течение десятилетий трансформаторные комплексы.
Автором впервые найден критерий, позволяющий однозначно определить наилучшую структуру трансформаторного комплекса с учетом требований энергоэффективности и обоснованности объемов инвестиций. Таким критерием стал показатель разнообразия (статистическая энтропия) распределения суммарных потерь в трансформаторных комплексах. В соответствии с [9] этот показатель определяется следующим образом (для обозначения энтропии принят символ H∑.
Здесь pr — доля суммарных потерь совокупности трансформаторов одной и той же номинальной мощности (ранга r). Наилучшим будет такой трансформаторный комплекс, у которого энтропия суммарных потерь является максимальной. Конвертируя математическую формулировку показателя в технический смысл, можно утверждать, что у оптимального трансформаторного комплекса количество трансформаторов каждой номинальной мощности таково, что суммарные потери холостого хода и короткого замыкания наиболее равномерно распределены по всем изделиям.
Из этого следует значимое экономическое преимущество такого комплекса — наиболее равномерное распределение финансовых затрат на потери среди потребителей. В техническом аспекте такой комплекс имеет наибольшую надежность, так как наиболее равномерное распределение потерь по всем изделиям соответствует наиболее равномерному распределению качественных изделий в пределах функционирования комплекса. Был выполнен анализ изменения энтропии потерь (показателя разнообразия потерь) для трех гипотетических трансформаторных комплексов (в масштабах страны):
- состоящий только из трансформаторов с обычными потерями;
- состоящий из трансформаторов с уровнем потерь Х2К2 (по классификации СТО 34.01-3.2-011-2017);
- состоящий только из трансформаторов с магнитопроводом из аморфной стали.
Численность и структура каждого трансформаторного комплекса рассчитывалась для 12-ти значений β от 0,9 до 2,0. Результаты расчётов приведены в таблице 2 и представлены на графике 1.
Таблица 2. Энтропия потерь (показатель разнообразия потерь), биты
| Значение бета | Энтропия потерь, Х2К2 | Энтропия потерь, обычные | Энтропия потерь, аморфные |
|---|---|---|---|
| 0,9 | 3,262 | 3,2902 | 3,2631 |
| 1 | 3,3138 | 3,3404 | 3,3139 |
| 1,1 | 3,3633 | 3,3888 | 3,3633 |
| 1,2 | 3,4089 | 3,4322 | 3,4103 |
| 1,3 | 3,4486 | 3,475 | 3,4533 |
| 1,4 | 3,4802 | 3,5092 | 3,4903 |
| 1,5 | 3,5012 | 3,5346 | 3,5193 |
| 1,6 | 3,5089 | 3,5487 | 3,5379 |
| 1,7 | 3,5009 | 3,5491 | 3,5434 |
| 1,8 | 3,4747 | 3,5333 | 3,5336 |
| 1,9 | 3,4286 | 3,4993 | 3,506 |
| 2 | 3,3614 | 3,4454 | 3,4589 |
Как видно из графиков, для трансформаторных комплексов разного уровня энергоэффективности, оптимальная структура существенно различается. В частности, для внедряемого сейчас в ПАО «Россети» уровня энергоэффективности Х2К2, по сравнению с комплексом из обычных трансформаторов, в общей совокупности трансформаторов будет значительно больше трансформаторов малой мощности (25 и 40 кВА) и меньше — трансформаторов наибольшей мощности (4000 и 6300 кВА).
Таким образом, для оптимизации трансформаторного комплекса и оценки потребных инвестиций можно предложить следующий алгоритм:
- Определить уровень энергоэффективности силовых распределительных трансформаторов, на который необходимо модернизировать существующий трансформаторный комплекс.
- Определить константы разнообразия (константы ранговидового распределения) для того, чтобы проанализировать структуру существующего комплекса и оценить ее соответствие (несоответствие) структуре оптимального комплекса на основе сравнения характеристических показателей ранговидового распределения.
- По каждой номинальной мощности трансформаторов определить количество трансформаторов, «нарушающих» оптимальную структуру комплекса.
- Определить долю трансформаторов в комплексе, подлежащих на энергоэффективные модели.
- Оценить объем необходимых инвестиций для закупки новых трансформаторов.
- Рассчитать срок окупаемости инвестиций.
Пример оптимизации трансформаторного комплекса на территории, обслуживаемой МРСК «Сибири»
В качестве примера применения сформулированных теоретических основ оптимизации трансформаторных комплексов, была выполнена оптимизация трансформаторного комплекса на территории ответственности МРСК «Сибири».
В соответствии с пунктом 1 описанного выше алгоритма сначала был определен уровень потерь новых трансформаторов — Х2К2. На втором шаге оптимизации трансформаторного комплекса, в соответствии с теоретическим исследованием, определена оптимальная структура трансформаторного комплекса на территории МРСК «Сибири». При этом, сначала на основе объема электропотребления была смоделирована структура обычного трансформаторного комплекса, обеспечивающего электроснабжение всех потребителей на территории МРСК «Сибири». Затем эта структура была оптимизирована на основе анализа энтропии потерь по зависимости (2).
На основе оптимальной структуры найдены все необходимые финансовые данные, требуемые для инвестиционного проекта. Анализ обобщенных финансовых данных по объему инвестиций и сокращению затрат на потери был рассчитан срок окупаемости инвестиций.
Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.
Талица 3. Исходные данные для оптимизации техноценоза
| Объем потребления электропотребления в 2019 году (по объему отпуска потребителям), кВт⋅час | Константа ранговидового распределения (бета) | Уровень энергоэффективности трансформаторов замены (по СТО 34.01-3.2-011-2017) |
|---|---|---|
| 60,34345⋅109 | 1,44 | Х2К2 |
Подробные результаты расчетов обычного и оптимального трансформаторного комплекса и данные по инвестициям представлены в таблицах 4-6. В результате оптимизации определено, что константа ранговидового распределения оптимального техноценоза должна быть равна 1,6. Так как на этапе исследований отсутствовала возможность оценить соответствие/близость реального трансформаторного комплекса на территории МРСК Сибири к идеальному, то было принято, что замене подлежит 10% всех трансформаторов с обычными характеристиками потерь.
Объем инвестиций в текущих ценах при замене 10% общего количества эксплуатируемых силовых распределительных трансформаторов составит почти 5,5 миллиардов рублей. Не дисконтированный срок окупаемости этих инвестиций — более 24 лет. Под сроком окупаемости принят период, в течение которого окупится разница в стоимости обычных и энергоэффективных трансформаторов, при известной экономии на стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах.
Заключение
Таким образом, можно сделать вывод, что масштаб инвестиций в энергоэффективное трансформаторное оборудование относительно невелик даже в масштабах трансформаторного парка МРСК Сибири. Однако срок окупаемости очень длительный. И такие инвестиции может осуществлять только государство.
Таблица 4. Технические и экономические данные исходного трансформаторного комплекса
| Ном. Мощность тр-ра, МВА | Штук | Суммарная мощность ранга, МВА | Рхх, Вт обычные | Суммарные потери хх в год, обычные трансформаторы, кВт⋅час | Рхх, Вт э/эф Х2 | Суммарные потери в год. э/эф трансформаторы, кВт⋅час | Ркз, Вт ОБЫЧНЫЕ | Суммарные потери КЗ, в год, ОБЫЧНЫЕ трансформаторы, кВт⋅час | Ркз, Вт э/эфф К2 | Суммарные потери КЗ в год, э/эфф трансформаторы, кВт⋅час |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 0,025 | 79737 | 1993,42 | 115 | 80327001,65 | 115 | 80327001,65 | 600 | 205357726 | 600 | 205357726 |
| 0,04 | 29388 | 1175,54 | 155 | 39903613,06 | 155 | 39903613,06 | 880 | 111009277,1 | 880 | 111009277,1 |
| 0,063 | 16391 | 1032,63 | 220 | 31588702,68 | 160 | 22973601,95 | 1280 | 90056519,63 | 1270 | 89352953,07 |
| 0,100 | 10832 | 1083,16 | 270 | 25618936,24 | 217 | 20590033,94 | 1970 | 91592441,29 | 1591 | 73971357,41 |
| 0,160 | 7855 | 1256,79 | 410 | 28211798,06 | 300 | 20642779,07 | 2650 | 89348828,75 | 2136 | 72018527,63 |
| 0,250 | 6041 | 1510,30 | 530 | 28047992,66 | 425 | 22491314,87 | 3700 | 95945303,2 | 2955 | 76626586,75 |
| 0,400 | 4839 | 1935,43 | 870 | 36875828,89 | 565 | 23948095,77 | 5600 | 116307212 | 4182 | 86856564,42 |
| 0,630 | 3992 | 2515,07 | 1240 | 43364647,45 | 696 | 24340156,96 | 7600 | 130233828,3 | 6136 | 105146680,3 |
| 1,000 | 3369 | 3369,38 | 1600 | 47225273,87 | 957 | 28246616,93 | 10800 | 156197593,3 | 9545 | 138046854,5 |
| 1,600 | 2895 | 4632,12 | 2100 | 53257774,05 | 1478 | 37483328,6 | 16500 | 205042430,1 | 15455 | 192056409,5 |
| 2,500 | 2524 | 6309,49 | 2750 | 60798231,03 | 2130 | 47090993,49 | 27000 | 292494762,4 | 23182 | 251133836,3 |
| 4,000 | 2227 | 8906,33 | 4000 | 78019419,23 | 3600 | 70217477,3 | 34400 | 328773832,6 | 31000 | 296278744,5 |
| 6,300 | 1984 | 12500,34 | 5400 | 93859675,54 | 4900 | 85168964,85 | 46500 | 396035686,5 | 42000 | 357709652,4 |
| Суммарно | 48220,0 | 647098894,41 | 523423978,43 | 2308395441,22 | 2055565169,86 | |||||
| Общее кол-во тр-ров в сетях МРСК «Сибири» (I -III габарит) | 172074 | 1 294 197 788,82 ₽ | 1 046 847 956,86 ₽ | 4 616 790 882,45 ₽ | 4 111 130 339,72 ₽ | |||||
| Стоимость потерь суммарно по МРСК «Сибири», обычные (в год) | 5 910 988 671,27 ₽ | |||||||||
| Стоимость потерь суммарно по МРСК «Сибири», энергоэфф. Х2К2 (в год) | 5 157 978 296,59 ₽ | |||||||||
| Экономия по МРСК «Сибири» при замене обычных на энергоэфф. Х2К2 (в год) | 753 010 374,68 ₽ | |||||||||
Таблица 5. Технические и экономические данные оптимального техноценоза
| Штук | Суммарная мощность ранга, МВА | Рхх, Вт обычные | Суммарные потери хх в год, обычн. трансф., кВт⋅час | Рхх, Вт э/эф Х2 | Суммарные потери в год. э/эф трансф., кВт⋅час | Ркз, Вт, обычн. | Суммарные потери КЗ, в год, обычные трансформаторы, кВт⋅час | Ркз, Вт э/эфф К2 | Суммарные потери КЗ в год, э/эфф трансформаторы, кВт⋅час | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 0,025 | 112237 | 2805,93 | 115 | 113067585,6 | 115 | 113067585,6 | 600 | 289059740,6 | 600 | 289059740,6 |
| 0,04 | 37024 | 1480,98 | 155 | 50271747,65 | 155 | 50271747,65 | 880 | 139852758,6 | 880 | 139852758,6 |
| 0,063 | 19353 | 1219,22 | 220 | 37296574,98 | 160 | 27124781,8 | 1280 | 106329144,7 | 1270 | 105498448,2 |
| 0,100 | 12214 | 1221,35 | 270 | 28887373,47 | 217 | 23216889,05 | 1970 | 103277709,7 | 1591 | 83408546,23 |
| 0,160 | 8546 | 1367,43 | 410 | 30695317,36 | 300 | 22459988,31 | 2650 | 97214316,09 | 2136 | 78358407,23 |
| 0,250 | 6384 | 1596,00 | 530 | 29639723,45 | 425 | 23767702,77 | 3700 | 101390223,8 | 2955 | 80975165,22 |
| 0,400 | 4989 | 1995,44 | 870 | 38019173,09 | 565 | 24690612,41 | 5600 | 119913345,9 | 4182 | 89549573,69 |
| 0,630 | 4029 | 2538,24 | 1240 | 43764098,23 | 696 | 24564364,81 | 7600 | 131433469,2 | 6136 | 106115232,5 |
| 1,000 | 3337 | 3336,94 | 1600 | 46770525,09 | 957 | 27974620,32 | 10800 | 154693511,7 | 9545 | 136717552,7 |
| 1,600 | 2819 | 4510,83 | 2100 | 51863231,45 | 1478 | 36501836,23 | 16500 | 199673441,1 | 15455 | 187027456,5 |
| 2,500 | 2421 | 6051,29 | 2750 | 58310219,43 | 2130 | 45163915,42 | 27000 | 280525164,8 | 23182 | 240856828,5 |
| 4,000 | 2106 | 8423,76 | 4000 | 73792168,99 | 3600 | 66412952,09 | 34400 | 310960200,1 | 31000 | 280225761,7 |
| 6,300 | 1853 | 11672,59 | 5400 | 87644501,32 | 4900 | 79529269,72 | 46500 | 369811104,2 | 42000 | 334022932,8 |
| 48220,0 | 690022240,11 | 564746266,17 | 2404134130,40 | 2151668404,54 | ||||||
| Общее кол-во тр-ров в сетях МРСК «Сибири» (I-III габарит) | 217311 | 1 380 044 480,21 ₽ | 1 129 492 532,34 ₽ | 4 808 268 260,81 ₽ | 4 303 336 809,08 ₽ | |||||
| Суммарно по МРСК «Сибири», обычные (в год) | 6 188 312 741,02 ₽ | |||||||||
| Суммарно по МРСК «Сибири», энергоэфф (в год) | 5 432 829 341,42 ₽ | |||||||||
| Экономия по МРСК «Сибири» при замене обычных на Х2К2 (в год) | 755 483 399,60 ₽ | |||||||||
Таблица 6. Данные для инвестиционного проекта
| Номинальная мощность, МВА | Количество трансформаторов, штук | Цена трансформатора (обычный) | Суммарная стоимость | Цена трансформатора (энергоэфф.) | Суммарная стоимость | Сумма инвестпроекта |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0,02500 | 112237 | 78 000,00 ₽ | 8 754 488 462,59 ₽ | 117 000,00 ₽ | 13 131 732 693,88 ₽ | 1 313 173 269,39 ₽ |
| 0,04000 | 37024 | 87 000,00 ₽ | 3 221 123 910,13 ₽ | 130 500,00 ₽ | 4 831 685 865,19 ₽ | 483 168 586,52 ₽ |
| 0,06300 | 19353 | 98 000,00 ₽ | 1 896 567 220,67 ₽ | 147 000,00 ₽ | 2 844 850 831,01 ₽ | 284 485 083,10 ₽ |
| 0,10000 | 12214 | 105 000,00 ₽ | 1 282 417 645,13 ₽ | 157 500,00 ₽ | 1 923 626 467,69 ₽ | 192 362 646,77 ₽ |
| 0,16000 | 8546 | 139 000,00 ₽ | 1 187 952 197,75 ₽ | 208 500,00 ₽ | 1 781 928 296,62 ₽ | 178 192 829,66 ₽ |
| 0,25000 | 6384 | 178 000,00 ₽ | 1 136 355 383,36 ₽ | 267 000,00 ₽ | 1 704 533 075,04 ₽ | 170 453 307,50 ₽ |
| 0,40000 | 4989 | 220 000,00 ₽ | 1 097 493 580,97 ₽ | 330 000,00 ₽ | 1 646 240 371,45 ₽ | 164 624 037,15 ₽ |
| 0,63000 | 4029 | 286 000,00 ₽ | 1 152 280 535,98 ₽ | 429 000,00 ₽ | 1 728 420 803,97 ₽ | 172 842 080,40 ₽ |
| 1,00000 | 3337 | 476 000,00 ₽ | 1 588 382 558,72 ₽ | 714 000,00 ₽ | 2 382 573 838,07 ₽ | 238 257 383,81 ₽ |
| 1,60000 | 2819 | 767 000,00 ₽ | 2 162 377 610,42 ₽ | 1 150 500,00 ₽ | 3 243 566 415,64 ₽ | 324 356 641,56 ₽ |
| 2,50000 | 2421 | 1 245 000,00 ₽ | 3 013 541 851,15 ₽ | 1 867 500,00 ₽ | 4 520 312 776,72 ₽ | 452 031 277,67 ₽ |
| 4,00000 | 2106 | 2 192 000,00 ₽ | 4 616 222 443,53 ₽ | 3 288 000,00 ₽ | 6 924 333 665,29 ₽ | 692 433 366,53 ₽ |
| 6,30000 | 1853 | 2 871 000,00 ₽ | 5 319 367 564,82 ₽ | 4 306 500,00 ₽ | 7 979 051 347,22 ₽ | 797 905 134,72 ₽ |
| 217311 | 36 428 570 965,20 ₽ | 54 642 856 447,80 ₽ | 5 464 285 644,78 ₽ |
Выражаю искреннюю благодарность руководству и ведущим специалистам завода «Трансформер» за предоставленные материалы и принципиальное, конструктивное обсуждение положений и выводов данной статьи.
Список литературы
- Савинцев Ю.М. Энергоэффективность распределительного трансформатора — это управляемое состояние. [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.06.2020.
- Ивакин В. Н., Ковалев В. Д., Магницкий А. А. «Нормирование энергоэффективности распределительных трансформаторов» // «Энергия единой сети». 2017 год. № 5 (34). Стр. 20-31.
- Федосенко Р. Я. «Трансформатор в местной распределительной сети». Издательство Министерства коммунального хозяйства РСФСР. 1963 год. Стр. 87.
- Пекелис В. Г., Мышковец Е. В., Леус Ю. В. «Определение оптимальных уровней потерь холостого хода и короткого замыкания для различных режимных условий работы трансформаторов мощностью до 1600 кВА» // «ЭЛЕКТРО». 2003 год. № 1. Стр. 42-46.
- Якшина Н. В. «Целесообразность применения трансформаторов со сниженным электропотреблением» // «Энергоэксперт». 2015 год. стр. 4-8.
- Савинцев Ю. М. «Новый подход к нормированию мощности потерь энергоэффективных распределительных трансформаторов». [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.06.2020.
- Савинцев Ю. М. «Основные положения теории энергоэффективности силовых трансформаторов» [Электронный ресурс]. Дата обращения 28.06.2020.
- Савинцев Ю. М. «Надежный поставщик — ключ к безаварийности и энергоэффективности» // «Энергетика и промышленность России». 2019 год. № 09 (365). Стр 40-41.
- Гнатюк В. И. «Оптимальное построение техноценозов. Теория и практика: Монография». Вып. 9 «Ценологические исследования». Издательство Центра системных исследований, 1999 год. Стр. 272.
- Жилин Б. В. «Использование моделей Н-i-распределения как развитие ценологического подхода. Ценологическое моделирование: теоретические основания и практические результаты. Материалы ХV конференции по философии техники и технетике и семинара по ценологии» (Москва, 19 ноября 2010 г.). Вып. 47. «Ценологические исследования». — М.: «Технетика», 2011 год, Стр. 120-130.
Автор: Ю. М. Савинцев, к.т.н., независимый эксперт.
