dr inż. Elżbieta Niewiedział, dr inż. Ryszard Niewiedział
EKONOMICZNE KRYTERIA DOBORU
TRANSFORMATORÓW ROZDZIELCZYCH SN/nn
1. WSTĘP
Analizując wzrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną – szczególnie na
poziomie napięcia niskiego – można zauważyć tendencję do instalowania jednostek
transformatorowych możliwie najbliżej odbiorców. Często stacja transformatorowo –
rozdzielcza SN/nn instalowana jest wewnątrz budynku mieszkalnego, biurowego,
handlowego, usługowego, itp. Rodzaj oraz charakterystyka pracy przyłączonych do stacji
transformatorowo-rozdzielczej odbiorników energii elektrycznej są w takim przypadku dość
jednoznacznie określone, co pozwala na prognozowanie zapotrzebowania mocy i energii
elektrycznej ze stosunkowo dużą dokładnością. Producenci transformatorów oferują szeroką
gamę transformatorów rozdzielczych SN/nn o rozmaitej strukturze strat jałowych i strat
obciążeniowych, czyli różnej wydajności energetycznej. Duża różnorodność typów i mocy
znamionowych transformatorów wskazują na konieczność opracowania kryterium, na
podstawie którego będzie można dobrać optymalną jednostkę transformatorową dla
konkretnych warunków obciążenia. Optymalna jednostka to taka, która pozwoli nie tylko na
transformację odpowiedniej mocy przy minimalnych stratach mocy i energii elektrycznej, ale
zagwarantuje minimalne koszty transformacji w całym okresie eksploatacji transformatora.
Koszty te obejmują tak nakłady inwestycyjne jak i koszty eksploatacyjne stałe oraz zmienne
(koszty strat energii).
W niniejszym artykule przedstawiono dwa kryteria wyboru optymalnej jednostki
spośród transformatorów o tej samej mocy znamionowej, lecz o różnych poziomach
wydajności energetycznej, przy zadanych warunkach obciążenia oraz rzeczywistych
nakładach inwestycyjnych i kosztach strat energii elektrycznej. Kryteriami tymi są:
jednostkowe koszty transformacji,
zdyskontowane koszty transformacji.
2. TRANSFORMATORY ROZDZIELCZE SN/nn
Transformatory rozdzielcze SN/nn stanowią najliczniejszą grupę jednostek
transformatorowych. Wykorzystując dane statystyczne zamieszczone w rocznikach Agencji
Rynku Energii Statystyka Elektroenergetyki Polskiej w tabelach 1 i 2 zestawiono dla lat 2001
– 2006:
ogólną liczbę transformatorów, w tym liczbę transformatorów rozdzielczych SN/nn,
sumaryczną moc wszystkich transformatorów i transformatorów rozdzielczych SN/nn.
Tabela1. Ogólna liczba transformatorów i liczba transformatorów rozdzielczych SN/nn (TR)
Rok
Transformatory
Udział
TR
ogółem
SN/nn
2001
228 210
225 331
0,987
2002
228 440
225 714
0,988
2003
230 396
227 520
0,987
2004
238 936
235 991
0,988
2005
240 554
237 595
0,988
2006
242 987
240 020
0,988
Tabela 2. Sumaryczna moc znamionowa transformatorów krajowych i łączna moc
znamionowa transformatorów rozdzielczych SN/nn (TR)
Rok
Transformatory
Udział
TR
Średnia
moc TR
ogółem
SN/nn
-
MVA
MVA
-
kVA
2001
120 120
38 354
0,319
170,2
2002
122 339
38 627
0,316
171,1
2003
122 716
38 968
0,317
171,3
2004
125 353
40 375
0,322
171,1
2005
126 629
40 858
0,323
172,0
2006
128 554
41 593
0,324
173,3
Analizując prezentowane dane można stwierdzić, że transformatory rozdzielcze SN/nn
stanowią prawie 99% ogólnej liczby zainstalowanych w kraju transformatorów. Natomiast
znacznie mniejszy jest udział łącznej mocy transformatorów rozdzielczych w sumarycznej
mocy wszystkich transformatorów – wynosi tylko ok. 30%.
Interesującym jest także poznanie tendencji wzrostowych w liczbie i mocach
znamionowych transformatorów. W związku z tym w tabeli 3 zestawiono – w celach
porównawczych – wartości średnich rocznych przyrostów w/w wielkości dla dwóch
przedziałów czasu:
na podstawie [1] dla okresu dziesięciolecia 1996 – 2005,
aktualne dla okresu ostatniego pięciolecia 2001 – 2006.
Wyraźnie widać, że w ostatnich pięciu latach wartości średnich rocznych przyrostów
poszczególnych wielkości są nieznacznie mniejsze od wartości średnich z całego
dziesięciolecia. Oznacza to spowolnienie wzrostu liczby i mocy transformatorów.
Dane liczbowe zestawione w tabelach 1 i 2 pozwalają na określenie również średniej
wartości mocy znamionowej transformatorów rozdzielczych SN/nn, która to wartość wzrasta
od 170 kVA w roku 2001 do 173 kVA w roku 2006. Szczegółowe analizy prowadzone przez
Autorów, prezentowane m.in. w [2], pozwalają na pokazanie dodatkowo różnic między
średnimi mocami transformatorów rozdzielczych SN/nn w zależności od miejsca ich
usytuowania. I tak dla roku 2005 moce te są następujące:
w stacji miejskiej – S
n_śr
= 331 kVA,
w stacji wiejskiej – S
n_śr
= 102 kVA.
Tabela 3. Średnie roczne przyrosty liczby i mocy transformatorów
Średni roczny przyrost
w %
Przedział lat
1996 ÷ 2005
2001 ÷2006
liczby transformatorów
1,30
1,26
liczby transf. rozdzielczych
1,31
1,27
mocy transformatorów
1,39
1,37
mocy transf. rozdzielczych
2,11
1,63
średniej mocy TR
0,79
0,36
3. CHARAKTERYSTYKA STRAT MOCY W TRANSFORMATORACH
ROZDZIELCZYCH
Transformatory podczas pracy wywołują straty mocy i energii, które są sumą strat
jałowych P
0
(tzw. strat w żelazie, niezależnych od obciążenia transformatora) i strat
obciążeniowych P
k
(tzw. strat w miedzi, zależnych od obciążenia). Wartości znamionowych
strat mocy w transformatorach podawane są przez producenta i stanowić mogą – przy danej
wartości mocy znamionowej – kryterium podziałowe ze względu na wydajność energetyczną
(inaczej sprawność mocową).
Opublikowany w 2005 roku Projekt normy europejskiej [3] wprowadza klasyfikację
transformatorów rozdzielczych SN/nn z punktu widzenia poziomów strat obciążeniowych i
jałowych, a w dokumencie tym podane są określone wartości:
znamionowych strat obciążeniowych, w tym:
•
cztery poziomy D
k
, C
k
, B
k
, A
k
dla transformatorów o górnym napięciu U
m
≤ 24 kV,
•
trzy poziomy C
k-36
, B
k-36
, A
k-36
dla transformatorów o górnym napięciu U
m
= 36 kV,
strat jałowych, w tym:
•
pięć poziomów E
0
, D
0
, C
0
, B
0
, A
0
dla transformatorów o górnym napięciu U
m
≤ 24 kV,
•
trzy poziomy C
0-36
, B
0-36
, A
0-36
dla transformatorów o górnym napięciu U
m
= 36 kV.
W tabeli 4 przedstawiono przykładową klasyfikację poziomów strat obciążeniowych i
jałowych dla transformatorów o górnym napięciu znamionowym U
m
≤ 24 kV i mocach
znamionowych 100÷630 kVA. Jako wartości bazowe przyjęto umownie straty obciążeniowe
na poziomie C
k
i straty jałowe na poziomie E
0
.
Tabela 4. Poziomy strat obciążeniowych i jałowych transformatorów o napięciu
znamionowym U
m
≤ 24 kV i mocach znamionowych 100 ÷ 630 kVA
Straty obciążeniowe
Straty jałowe
Symbol
Poziom
Symbol
Poziom
–
–
E
0
+ (23÷26)%
D
k
+ (23÷32)%
D
0
BAZA
C
k
BAZA
C
0
– (17÷20)%
B
k
– (15÷17)%
B
0
– (29÷32)%
A
k
– (28÷29)%
A
0
– (42÷44)%
4. JEDNOSTKOWE KOSZTY TRANSFORMACJI
4.1. Podstawy teoretyczne
W podjętych przez autorów niniejszego referatu pracach analityczno-obliczeniowych
[6], dotyczących metodyki wyboru optymalnego transformatora dla danych wejściowych
odzwierciedlających
zmiany
obciążenia
występujące
w
rzeczywistej
sieci
elektroenergetycznej, jako kryterium przyjęto jednostkowy koszt transformacji k
r_TR
[zł/kWh], który można opisać zależnością:
(
)
(
)
ϑ
⋅
⋅
β
+
⋅
+
+
⋅
ϕ
⋅
β
=
k
s
n
A
e
TR
_
n
sr
sr
TR
_
r
P
P
S
k
T
r
r
k
cos
k
2
0
1
(4)
gdzie: k
n_TR
– jednostkowy koszt inwestycyjny transformatora,
S
n
– moc znamionowa transformatora,
k
A
– jednostkowy koszt (cena) energii,
T
– liczba godzin w roku (T = 8760 h),
υ
– względny czas występowania maksymalnych strat,
r
– rata rozszerzonej reprodukcji, zależna od stopy procentowej i przyjętego do
obliczeń okresu eksploatacji transformatora,
r
e
– współczynnik kosztów eksploatacyjnych stałych,
β
ś
r
– względne średnie obciążenie transformatora,
β
s
– względne szczytowe obciążenie transformatora,
cos φ
śr
– średnia wartość współczynnika mocy.
Występujące w zależności (1) wskaźniki υ, β
s
i β
śr
opisane są następującymi wzorami:
względny czas występowania maksymalnych strat wyznaczano zgodnie z modelem
Kopeckiego [4]:
2
8760
92
0
8760
11
0
⋅
+
⋅
=
ϑ
s
s
T
,
T
,
(2)
przy czym T
s
– roczny czas użytkowania mocy szczytowej transformatora,
względne szczytowe obciążenie transformatora (szczytowy stopień wykorzystania mocy
znamionowej transformatora)
śr
n
s
s
cos
S
P
ϕ
⋅
=
β
(3)
przy czym P
s
– moc szczytowa (największa wartość obciążenia transformatora mocą
czynną w roku),
względne średnie obciążenie transformatora
T
T
s
s
sr
β
⋅
=
β
(4)
Obliczając różnicę jednostkowych kosztów transformacji dla dwóch transformatorów
można wskazać na ekonomiczną energooszczędność jednego z nich tzn. na oszczędność
kosztów strat energii w powiązaniu z kosztem inwestycyjnym 1 kVA mocy znamionowej
transformatora.
4.2. Wyniki obliczeń
Praktyczne zastosowanie metody zilustrowano porównując cztery następujące serie
produkowanych transformatorów o mocach znamionowych S
n
= 400 kVA i S
n
= 630 kVA,
różniących się poziomami wydajności energetycznej:
seria podstawowa (o stratach standardowych) – umowny symbol T – odpowiadająca
klasie C
k
– D
0
,
seria o optymalnych stratach – umowny symbol TE – odpowiadająca klasie D
k
– C
0
,
seria o obniżonym poziomie strat jałowych – umowny symbol TL – odpowiadająca klasie
C
k
– B
0
,
seria o obniżonym poziomie strat jałowych i obciążeniowych – umowny symbol TU –
odpowiadająca klasie A
k
– A
0
.
Przykładowe wartości znamionowych strat jałowych i obciążeniowych analizowanych
transformatorów produkcji krajowej zestawiono w tabeli 5. W tabeli podano również
względne nakłady inwestycyjne poszczególnych transformatorów odniesione do nakładu
transformatora serii podstawowej.
Transformatory serii T i TL różnią się tylko stratami jałowymi, natomiast pozostałe
transformatory różnią się i stratami jałowymi i stratami obciążeniowymi. W związku z tym
porównano oddzielnie transformatory serii T i TL oraz pozostałe, tzn. TE i TU względem T.
Transformatory serii TL w porównaniu z transformatorami serii T
Różnica w jednostkowych kosztach transformacji analizowanych transformatorów jest
z jednej strony funkcją różnicy w nakładach inwestycyjnych, a z drugiej strony funkcją
różnicy w kosztach strat jałowych energii zależnych od jednostkowego kosztu energii.
Zmiany obciążenia nie odgrywają w tym przypadku roli ze względu na to, że równe są
znamionowe straty obciążeniowe w transformatorach serii T i TL.
Tabela. 5. Znamionowe straty jałowe i obciążeniowe oraz względne nakłady inwestycyjne
analizowanych transformatorów
Moc
znamionowa
Dane
wejściowe
Transformator
T
TE
TL
TU
400 kVA
P
0
[W]
720
650
530
460
P
k
[W]
4100
5250
4100
3200
K
n
[%]
100
90
126
166
630 kVA
P
0
[W]
900
800
650
560
P
k
[W]
6250
8080
6250
4450
K
n
[%]
100
90
119
155
Straty
mocy
i
nakłady
inwestycyjne
transformatorów
są
wielkościami
zdeterminowanymi. Parametrem zmiennym, od którego zależą koszty eksploatacyjne
zmienne, jest jednostkowy koszt energii elektrycznej. Wyznaczono więc graniczny koszt
energii, przy którym transformatory serii T i TL (droższy inwestycyjnie, lecz o niższym
poziomie strat jałowych) charakteryzują się jednakowymi jednostkowymi kosztami
transformacji. Koszt ten w zależności od mocy znamionowej transformatora jest równy:
dla S
n
= 400 kVA
k
A_gr
= 280 zł/MWh,
dla S
n
= 630 kVA
k
A_gr
= 214 zł/MWh.
W przypadku gdy rzeczywisty jednostkowy koszt energii będzie wyższy od granicznego
opłacalnym będzie zastosowanie transformatora serii TL, jeżeli będzie niższy
korzystniejszym będzie transformator serii podstawowej T.
Transformatory serii TE i TU w porównaniu z transformatorem serii T
Przy porównywaniu transformatorów serii TE bądź TU z transformatorem serii
podstawowej T parametrem zmiennym mogą być:
czas użytkowania mocy szczytowej T
s
, odzwierciedlający równomierność obciążenia
transformatora,
jednostkowy koszt energii k
A
.
Obliczenia przeprowadzono dla różnych – z góry założonych – wartości
jednostkowego kosztu energii k
A
oraz szczytowego obciążenia odpowiadającego mocy
znamionowej transformatora. Dla każdej pary transformatorów wyznaczono graniczną
wartość czasu użytkowania mocy szczytowej T
sgr
, dla której jednostkowe koszty
transformacji są równe. Po przekroczeniu T
sgr
niższym jednostkowym kosztem transformacji
charakteryzuje się transformator o niższym poziomie strat obciążeniowych. W obliczeniach
przyjmowano, że transformator oznaczony wyróżnikiem TR_1 posiada wyższy poziom strat
obciążeniowych, co jest jednoznaczne z niższym poziomem strat obciążeniowych w jednostce
oznaczonej wyróżnikiem TR_2.
Obliczenia przeprowadzono przy następujących danych wejściowych:
•
stopa procentowa (dyskonta) p = 5,4% (zgodna z zaleceniami Urzędu Regulacji
Energetyki),
•
współczynnik kosztów eksploatacyjnych stałych r
e
= 0,01,
•
okres eksploatacji transformatora N = 20 lat,
•
szczytowy stopień wykorzystania mocy znamionowej
β
s
= 1.
Transformatory serii T i TU – zgodnie z danymi przedstawionymi w tabeli 5, w obliczeniach
założono, że transformatorem TR_1 będzie transformator serii T, natomiast transformatorem
TR_2 będzie transformator serii TU. Wyniki obliczeń granicznego czasu użytkowania mocy
szczytowej T
sgr
zestawiono w tabeli 6.
Transformatory serii T i TE – w tym przypadku zgodnie z danymi z tabeli 5, w obliczeniach
założono, że transformatorem TR_1 będzie transformator serii TE, natomiast transformatorem
TR_2 będzie transformator serii T. Wyniki obliczeń granicznego czasu użytkowania mocy
szczytowej T
sgr
zestawiono także w tabeli 6.
Tabela 6. Graniczne wartości czasu użytkowania mocy szczytowej T
sgr
Wariant
obliczeń
Jednostkowy koszt energii k
A
[zł/MWh]
150
175
200
225
250
300
S
n
= 400 kVA
T ÷ TU
7090
6280
5600
5020
4500
3610
TE ÷ T
3310
3130
2990
2880
2790
2640
S
n
= 630 kVA
T ÷ TU
5060
4430
3890
3430
3010
2270
TE ÷ T
3100
2930
2800
2700
2610
2470
Analizując wartości graniczne czasu użytkowania mocy szczytowej T
sgr
można
stwierdzić, że niezależnie od mocy znamionowej transformatora:
1.
Czasy graniczne dla transformatora serii TU są znacznie wyższe niż w przypadku
transformatora typu TE; wynika to przede wszystkim ze znacznie zróżnicowanych
nakładów inwestycyjnych – transformatory serii TU są prawie dwukrotnie droższe
inwestycyjnie.
2.
Jednostkowy koszt energii bardzo silnie wpływa na wartość granicznego czasu
szczególnie przy transformatorze serii TU; duże oszczędności w stratach tak jałowych jak
i obciążeniowych tego transformatora w porównaniu z transformatorem serii T będą
decydujące przy wysokich jednostkowych kosztach energii.
3.
Jednostkowy koszt energii słabiej wpływa na wartość czasu granicznego w przypadku
transformatora serii TE; wynika to z faktu, że ten transformator charakteryzuje się nie
tylko niższymi stratami jałowymi, ale przede wszystkim niższym kosztem inwestycyjnym
w porównaniu z transformatorem serii T.
5. ZDYSKONTOWANE KOSZTY TRANSFORMACJI
5.1. Podstawy teoretyczne
Wspomniany wcześniej Projekt normy europejskiej [3] wprowadza dla potrzeb analiz
ekonomicznych pojęcie zdyskontowanego kosztu transformacji C
C
. Wielkość ta uwzględnia
tak wartość nakładów inwestycyjnych jak i całkowite koszty strat energii w transformatorze w
założonym okresie eksploatacji. Przy zastosowaniu symboliki zgodnej z [3] zdyskontowany
koszt transformacji C
C
opisany jest zależnością:
k
T
c
P
B
P
A
C
C
⋅
+
⋅
+
=
0
(5)
gdzie:
C
T
– nakłady inwestycyjne na transformator,
A – wskaźnik kosztowy strat energii elektrycznej wynikających z strat
jałowych transformatora,
B – wskaźnik kosztowy strat energii elektrycznej wynikających z strat
obciążeniowych transformatora,
Wartości liczbowe wskaźników kosztowych oblicza się z następujących wzorów:
T
k
d
A
A
⋅
⋅
=
(6)
T
k
d
B
s
A
⋅
ϑ
⋅
β
⋅
⋅
=
(7)
gdzie:
d – współczynnik dyskontujący,
a pozostałe oznaczenia są zgodne z wprowadzonymi w p. 4.1. niniejszego artykułu.
Występujący w wzorach (6) i (7) współczynnik dyskontujący d (bez uwzględnienia
inflacji) jest funkcją:
)
N
,
p
(
f
d
=
(8)
przy czym: p – stopa dyskonta,
N – okres analizy ekonomicznej.
Chcąc udzielić odpowiedzi na stawiane przy doborze jednostki transformatorowej
pytanie – transformator tańszy inwestycyjnie czy energooszczędny – przeprowadzono
obliczenia zdyskontowanego kosztu transformacji dla jednostek z serii podstawowej (o
stratach uznanych za standardowe). Następnie określono jaki może być dopuszczalny poziom
nakładów inwestycyjnych dla jednostek innych serii produkcyjnych (o innych poziomach
znamionowych
strat
jałowych
i
obciążeniowych)
przy
niezmiennej
wartości
zdyskontowanego kosztu transformacji. W tym celu wprowadzono pojęcie wskaźnika
cenowego transformatora e [%], korelującego nakłady inwestycyjne na transformator danej
serii produkcyjnej C
T(T-i)
z nakładami inwestycyjnymi na transformator serii podstawowej
C
T(T)
. Wartość tego wskaźnika można obliczyć z wzoru:
)
T
(
T
)
i
T
(
k
)
T
(
k
)
i
T
(
)
T
(
)
i
T
(
C
]}
P
P
[
B
]
P
P
{[
A
e
−
−
−
−
⋅
+
−
⋅
⋅
=
0
0
100
(9)
przy czym indeks (T) odnosi się do transformatora serii podstawowej, a indeks (T-i) odnosi
się do analizowanego transformatora i-tej serii produkcyjnej. Ujemna wartość wskaźnika e
wskazuje o ile procent transformator danej serii produkcyjnej powinien być tańszy
inwestycyjnie, by było ekonomicznie uzasadnione jego zainstalowanie. Natomiast dodatnia
wartość wskaźnika e wskazuje o ile procent transformator danej serii produkcyjnej może być
droższy inwestycyjnie, by było ekonomicznie uzasadnione jego zainstalowanie.
5.2. Wyniki obliczeń
Praktyczne zastosowanie metody oceny ekonomicznej zilustrowano porównując pięć
serii produkowanych transformatorów o mocach znamionowych S
n
= 100 ÷ 630 kVA,
różniących się poziomami wydajności energetycznej, a mianowicie cztery wcześniej
scharakteryzowane serie T, TE, TL, TU oraz seria o podwyższonych stratach
obciążeniowych – umowny symbol TG – odpowiadająca klasie D
k
÷ D
0
.W tabeli 7
zestawiono dla transformatorów serii podstawowej niezbędne do obliczeń dane:
techniczne (znamionowe straty mocy obciążeniowe P
k
i znamionowe straty mocy jałowe
P
0
), które są zgodne z wymaganiami projektu normy [3],
kosztowe (nakłady inwestycyjne na transformator C
T
), które są uśrednionymi wartościami
aktualnie występującymi na krajowym rynku.
Pozostałe dane liczbowe do obliczeń zestawiono poniżej:
stopa procentowa (dyskonta) zgodnie z zaleceniami Urzędu Regulacji Energetyki p =
5,4%;
okres analizy ekonomicznej odpowiadający okresowi eksploatacji transformatora N = 20
lat;
średnia wartość współczynnika mocy cos φ
śr
= 0,93 (co odpowiada tg φ
śr
= 0,4);
szczytowy stopień wykorzystania mocy znamionowej transformatora zgodnie z projektem
normy [3], tj. β
s
= 0,4 lub biorąc pod uwagę wyższe wartości tego wskaźnika występujące
w analizach techniczno-ekonomicznych – np. w [7] – przyjęto także β
s
= 0,7;
na podstawie [5] przyjęto roczny czas użytkowania mocy szczytowej transformatora
zainstalowanego w sieci miejskiej T
s
= 3000 h/a, natomiast w sieci wiejskiej T
s
= 2500
h/a.
Tabela 7. Podstawowe dane techniczno-kosztowe transformatorów
serii podstawowej T (C
k
÷D
0
)
S
n
P
k
P
0
C
T
kVA
W
W
PLN
100
1750
260
16 400
160
2350
375
21 300
250
3250
530
25 600
400
4600
750
33 800
630
6500
1030
45 200
Obliczenia przeprowadzono dla dwóch wartości jednostkowego kosztu energii
elektrycznej, a mianowicie k
A
= 200 PLN/MW oraz k
A
= 300 PLN/MW. Rezultaty obliczeń
wskaźnika cenowego transformatorów zestawiono w tabelach 8 ÷ 11.
Tabela 8. Wskaźniki cenowe transformatorów e [%] dla T
s
= 3000 h/a
oraz k
A
= 200 PLN/MWh
Transformator
serii
β
s
S
n
[kVA]
100
160
250
400
630
TG
0,4
– 0,98
– 1,41
– 1,48
– 1,66
– 1,68
0,7
– 2,99
– 4,32
– 4,55
– 5,08
– 5,16
TE
0,4
4,26
4,65
5,56
5,47
4,79
0,7
2,25
1,74
2,50
2,04
1,31
TL
0,4
8,38
9,30
11,40
11,71
11,42
0,7
8,38
9,30
11,40
11,71
11,42
TU
0,4
13,27
14,56
16,84
17,89
18,05
0,7
15,78
17,09
19,74
21,19
21,52
Tabela 9. Wskaźniki cenowe transformatorów e [%] dla T
s
= 3000 h/a
oraz k
A
= 300 PLN/MWh
Transformator
serii
β
s
S
n
[kVA]
100
160
250
400
630
TG
0,4
– 1,46
– 1,55
– 2,23
– 2,49
– 2,53
0,7
– 4,48
– 6,49
– 6,82
– 7,62
– 7,74
TE
0,4
6,39
6,98
8,34
8,20
7,18
0,7
3,37
2,61
3,75
3,06
1,97
TL
0,4
12,57
13,94
17,11
17,56
17,13
0,7
12,57
13,94
17,11
17,56
17,13
TU
0,4
19,90
21,84
25,25
26,83
27,07
0,7
23,68
25,63
29,61
31,78
32,28
Tabela 10. Wskaźniki cenowe transformatorów e [%] dla T
s
= 2500 h/a
oraz k
A
= 200 PLN/MWh
Transformator
serii
β
s
S
n
[kVA]
100
160
250
400
630
TG
0,4
– 0,71
– 1,03
– 1,08
– 1,21
– 1,23
0,7
– 2,18
– 3,16
– 3,32
– 3,71
– 3,77
TE
0,4
4,53
5,03
5,96
5,91
5,24
0,7
3,05
2,90
3,72
3,41
2,70
TL
0,4
8,38
9,30
11,40
11,71
11,42
0,7
8,38
9,30
11,40
11,71
11,42
TU
0,4
12,94
14,23
16,46
17,45
17,59
0,7
14,78
16,07
18,58
19,86
20,13
Tabela 11. Wskaźniki cenowe transformatorów e [%] dla T
s
= 2500 h/a
oraz k
A
= 300 PLN/MWh
Transformator
serii
β
s
S
n
[kVA]
100
160
250
400
630
TG
0,4
– 1,07
– 1,55
– 1,63
– 1,82
– 1,85
0,7
– 3,27
– 4,74
– 4,98
– 5,57
– 5,65
TE
0,4
6,79
7,55
8,94
8,87
7,86
0,7
4,58
4,36
5,59
5,12
4,05
TL
0,4
12,57
13,94
17,11
17,56
17,13
0,7
12,57
13,94
17,11
17,56
17,13
TU
0,4
19,41
21,35
24,69
26,18
26,39
0,7
22,16
24,11
27,86
29,80
30,20
Analizując uzyskane wyniki obliczeń dla założonych warunków eksploatacyjnych
transformatorów – scharakteryzowanych przede wszystkim rocznym czasem użytkowania
mocy szczytowej transformatora T
s
i szczytowym stopniem wykorzystania mocy
znamionowej transformatora β
s
– można stwierdzić, że:
1.
Wszystkie trzy brane pod uwagę parametry – roczny czas użytkowania mocy szczytowej,
szczytowy stopień wykorzystania mocy znamionowej transformatora, jednostkowy koszt
energii elektrycznej – bardzo istotnie wpływają na otrzymane rezultaty obliczeń
wskaźnika cenowego transformatorów.
2.
Zastosowanie transformatorów serii TG, o podwyższonych stratach obciążeniowych,
będzie opłacalne jeśli będą one nieznacznie tańsze (1÷8%) od transformatorów serii
podstawowej T.
3.
Zastosowanie transformatorów serii TE o tzw. optymalnych stratach będzie opłacalne,
jeśli będą one tylko nieznacznie droższe (1÷9%) od transformatorów serii podstawowej
T.
4.
Zastosowanie transformatorów tzw. energooszczędnych serii TL lub TU będzie
uzasadnione ekonomicznie, jeśli ich cena zakupu nie będzie zbyt wygórowana – dla
transformatorów serii TL powyżej 118% ceny transformatora serii podstawowej T, a dla
transformatorów serii TU powyżej 132% ceny transformatora serii podstawowej T.
6. PODSUMOWANIE
Przedstawione wyniki stanowią pierwszą próbę do nowego podejścia w zakresie
zastosowania kryteriów ekonomicznych w doborze transformatorów rozdzielczych SN/nn.
Wskazanym jest kontynuowanie analiz i obliczeń w tym obszarze, w szczególności
poszerzenie zakresu zmienności wartości liczbowych uwzględnianych parametrów.
7. BIBLIOGRAFIA
1.
Niewiedział E., Niewiedział R., Jednostkowy koszt transformacji jako kryterium wyboru
optymalnego transformatora rozdzielczego SN/nn, w: Mat. VII Konferencji nt.
Optymalizacja w elektroenergetyce, Warszawa 2007, s. 43-51.
2.
Niewiedział E., Niewiedział R., Ocena aktualnego stanu wiejskich elektroenergetycznych
sieci rozdzielczych, w: Mat. III Ogólnopolskiej Konferencji nt. Elektroenergetyka na
terenach wiejskich, Nałęczów 2006, s. 10-17.
3.
CENELEC – DRAFT pr EN 50464-1: Three-phase oil-immersed distribution
transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not
exceeding 36 kV, Part 1: General requirements. April 2005.
4.
Nowakowski R., Straty mocy i energii elektrycznej – analiza i egzemplifikacja, Prace
Naukowe Politechniki Szczecińskiej Nr 549, Szczecin 1999.
5.
Horak J., Gawlak A., Szkutnik J., Sieć elektroenergetyczna jako zbiór elementów, Wyd.
Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1998.
6.
Niewiedział E., Niewiedział R., Wstępna analiza sprawności i jednostkowych kosztów
transformacji dla transformatorów rozdzielczych SN/nn. Opracowanie własne na prawach
rękopisu. Poznań 2007.
7.
Szpyra W., Dobór transformatorów – według kryterium minimum strat czy minimum
kosztów?, w: Mat. III Konferencji Naukowo-Technicznej nt. Straty energii elektrycznej w
spółkach dystrybucyjnych, Jelenia Góra 2005, s. 159-167.