Вестник МГТУ, 2025, Т. 28, № 4/1.

Вестник МГТУ. 2025. Т. 28, № 4/1. С. 465-477. DOI: https://doi.org/10.21443/1560-9278-2025-28-4/1-465-477 Цепи трансформаторов Т1 и Т2 имеют одинаковую ВБР, равную 0,99981. С учетом ее значения, а также ВБР общей последовательной цепи (0,9993) определяется вероятное время перерывов в электроснабжении за период времени параллельной работы трансформаторов, Тпер^ с22, ч Тперавс22= ^Г2.2- tx2.2 ' Р(ЦТі) •Р(ОПЦЬ С11) где Р( цті ) - ВБР последовательной цепи трансформатора Т1 или Т2, безразм.; Р(ОП ц ) - ВБР общей последовательной цепи (табл. 3). Например, для случаев, когда tT2,2 = 760 ч, Тперавс22, ч составит Тперавс22= 760 - 760 • 0,99981 • 0,99993 = 0,2. Для остального времени года время перерывов в электроснабжении, Тперавс, ч, рассчитываем с учетом ВБР всей схемы ТП (0,99993), но без учета времени параллельной работы трансформаторов Тперавс= 8 000 - 8 000 • 0,999929 = 0,57. Общее время аварийных перерывов в электроснабжении в год, Тперав, ч/год, составит Тперав = Тперавс+ Тперавс22= 0,57 + 0,2 = 0,79. (12) В табл. 4 показаны результаты расчета показателей надежности для случая замены трансформатора 100 кВА на два трансформатора по 63 кВА в зависимости от времени их параллельной работы. Также в таблице приведены значения сокращения времени перерывов в электроснабжении, ДТпер, ч/год, в сравнении с временем перерывов при однотрансформаторном исполнении ТП (9,44 ч/год). Суммы сокращения ущербов при этом, Ссокрущ, руб/год, показаны в табл. 4. Сумма сокращения ущербов определена следующим образом: Ссокрущ (Судээ + Кнедээ) •ДТпер, (13) где Судээ - удельная почасовая стоимость недооплаченной электроэнергии, 28,72 руб/ч; Кнедээ - удельный ущерб от необходимости выплат компенсаций электросетевыми компаниями при перерывах в электроснабжении потребителей, 1 214,4 руб/ч (Виноградов, 2022). Таблица 4. Расчетные показатели надежности для варианта замены трансформатора 100 кВА на два трансформатора по 63 кВА Table 4. Calculated reliability indicators for the option of replacing a 100 kVA transformer with two 63 kVA transformers № п/п Потребление электроэнергии, W, кВтч/год Время параллельной работы Т1 и Т2, ч/год Р(ЦТі) •Р(ОПЦЬ безразм. ч ,22с £репТ ч ,с £реТпе ч ог > §ре ни ч о аепТп Д Судээ + Кнедээ, руб/ч , д * Sа -Сё юСсо бур 1 100 000 760 0,99974 0,2 0,57 0,79 8,65 1 243,12 10 750 2 150 000 760 0,99974 0,2 0,57 0,79 8,65 1 243,12 10 750 3 200 000 760 0,99974 0,2 0,57 0,79 8,65 1 243,12 10 750 4 250 000 760 0,99974 0,2 0,57 0,79 8,65 1 243,12 10 750 5 300 000 760 0,99974 0,2 0,57 0,79 8,65 1 243,12 10 750 6 400 000 1 760 0,99974 0,46 0,49 0,95 8,49 1 243,12 10 550 7 500 000 3 760 0,99974 0,98 0,35 1,33 8,11 1 243,12 10 078 В то же время можно рассчитать эффект для потребителей, который будет заключаться в сокращении недоотпуска электроэнергии. Для этого определяем сокращение объема недоотпущенной электроэнергии потребителям, Сонээ, кВтч/год W С°нээ = 8 760 ^ДТпер. (14) Далее определяем сокращение ущерба от недоотпуска электроэнергии, Сунээ, руб/год, с учетом удельного ущерба, у 0 , равного 140 руб за один кВт ч недоотпущенной электроэнергии (Виноградов. 2022) Сунээ = Сонээ • у0. (15) Результаты расчетов показаны в табл. 5. Сокращение ущерба при замене одного трансформатора двумя с учетом сокращения потерь электроэнергии и повышения надежности электроснабжения показано в табл. 5. Для оценки выгодности каждого из вариантов необходимо также вычислить капитальные вложения в их реализацию (зависят от исполнения ТП) и эксплуатационные издержки. Сравнение может проводиться по приведенным затратам или по дисконтированному сроку окупаемости. Экономический эффект от варианта ТП с двумя трансформаторами определяется E2 = (Сунээ + Д^Друб) - (Э - Э0, (16) где Э 1 и Э 2 - эксплуатационные издержки, без учета стоимости потерь электроэнергии для первого (1 трансформатор на ТП) и второго (2 трансформатора на ТП) вариантов, руб/год. 473