Prof. nadzw. dr hab. inż. Jerzy Szkutnik
Efektywność w sektorze dystrybucji energii elektrycznej
1. Wprowadzenie
Wobec stałego wzrostu zużycia energii powstała potrzeba stworzenia radykalnych kroków
do działań, które docelowo zmniejsza emisję C0
2
generowaną przez sektor energii elektrycznej.
Sektor ten składa się z trzech zasadniczych elementów:
– wytwarzanie energii elektrycznej
– przesyłanie energii elektrycznej
– dystrybucja energii elektrycznej
Co prawda sektor wytwarzania bezpośrednio odpowiada za emisję gazów, ale dwa pozostałe
mogą także wpływać na poziom emisji przez działania redukujące zapotrzebowania na energię
Generalnie rzecz biorąc zagadnienie to można rozpatrywać wg. 2 różnorodnych punktów
widzenia;
1. utrzymywania dotychczasowego stopnia przyrostu zapotrzebowania na energię
elektryczna
2. działań mających na celu wzrost efektywności
I. Działania dotychczasowe
Jeśli chodzi o pierwsze z nich to wymaga ono na wszystkich stopniach dużych inwestycji
– dla sieci przesyłowej i dystrybucyjnej znacznego rozszerzenia infrastruktury sieciowej, dla
sektora wytwarzania kosztownych instalacji do redukcji emisji gazów. Rozwiązanie takie jest
nieadekwatne do dyrektyw Unii Europejskiej, stawiających na nowoczesne, ambitne rozwiązania.
II. Działalność efektywnościowa
Problem efektywności może być rozwiązywany w aspekcie:
technicznym
organizacyjnym
ekonomicznym
W przypadku dystrybucji energii elektrycznej mamy do czynienia z działaniami
skierowanymi do klientów i na sieć dystrybucyjną, w obu przypadkach działania te mogą mieć
aspekt a) technicznym , b)- ekonomicznym . Chodzi tutaj o zmniejszenie strat energii
elektrycznej oraz w konsekwencji zredukowanie obciążenia tych sieci. Prezentowane modelowe
rozwiązanie nawiązuje do głównych priorytetów Unii Europejskiej, a mianowicie zwiększania
udziału produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii elektrycznej oraz
podnoszenie efektywności w całym sektorze energetycznym. Jest to konieczne ponieważ
podpisany przez państwa europejskie Protokół z Kyoto zakłada zmniejszenie emisji gazów o 8%
w porównaniu z rokiem 1990
1
. Nieodzowne będą zatem przedsięwzięcia, które realizują
wspomniane priorytety. Referat ogranicza się do zagadnienia efektywności w dystrybucyjnym
przedsiębiorstwie energetycznym, proponując rozwiązania modelowe w tym zakresie.
W zakresie techniczno- organizacyjnym, którego rezultaty maja wymiar ekonomiczny, występuje
strategia zarządzania popytem
2
. Dotychczasowe doświadczenia z zakresu DSM przedstawiają się
1
Local energy action, Eu good practices, Directorate-General for Energy and Transport, European Union,
Luxembourg, Office for Official Publications of the European Communities, 2004
2
Szkutnik J., Wpływ strategii DSM na sprawność i efektywność rozdziału energii elektrycznej w sieciach
rozdzielczych spółki dystrybucyjnej Konferencja APE`99 Jurata, czerwiec 1999 r.str. 245-250
2
następująco: działania powszechnie stosowane m. in. w USA polegają na zmodyfikowanej
alokacji środków po stronie podażowej i popytowej. Energetyka zamiast przeznaczać duże środki
na rozwój ( budowa nowych elektrowni,), stymuluje projekty efektywnościowe ( programy
oszczędności energii) przeznaczając na nie środki zaoszczędzone na niezbędne inwestycje w
przypadku braku strategii DSM
Jak wiadomo polskie przedsiębiorstwa dystrybucyjne działają jako skonsolidowane
Grupy Energetyczne. W stosunku do tak pracujących spółek opracowano szereg rozwiązań
podnoszących sprawność rozdziału energii elektrycznej. Działania te to opracowanie Systemu
Zarządzania Sprawnością Sieci, w oparciu o programy do monitorowania sytuacji w tym
segmencie działalności przedsiębiorstwa dystrybucyjnego
Idea Systemu Zarządzania Sprawnością Sieci jest następująca
3
:
Monitoring odbywa się na trzech poziomach zarządzania, a mianowicie:
Poziom I – KONCERN, w tym przypadku jest to Centrala Grupy, w imieniu której
analizy prowadzi Koordynator Grupy Otrzymuje on pełen zestaw danych o działalności
podległych Oddziałów Grupy, dostarczanych poprzez internet i poprzez program
komputerowy KONSORCJUM dokonuje cały szereg analiz. Najbardziej istotne są
porównania benchmarkingowe wszystkich Oddziałów Grupy, pozwalające na wiarygodną
ocenę sytuacji w zakresie sprawności dystrybucji
Poziom II – ODDZIAŁY, w nich analizy dokonują Koordynatorzy Oddziału w oparciu o
dane przesłane z Rejonów Energetycznych. Każdy z koordynatorów wyposażony jest w
pakiet programów do obliczania strat , jest to pakiet STRATY`2005, który umożliwia
porównanie sytuacji we wszystkich rejonach Oddziału. Przeprowadzone analizy są istotną
podstawą do opracowania na poziomie Oddziału zaleceń w obszarze efektywności
rozdziału.
Poziom III – REJONY, na tym poziomie wykorzystuje się identyczne oprogramowanie
jak w Oddziałach, przeprowadzany monitoring w zakresie strat w poszczególnych
podstawowych jednostkach Grupy jest podstawą do podejmowania decyzji w zakresie
polityki inwestycyjnej skierowanej na sieć rozdzielczą. Obliczenia symulacyjne
pozwalają wybrać właściwą strategię postępowania zmierzającą do podniesienia
sprawności w sieci.
Przedstawiony na rysunku schemat zarządzania sprawnością sieci aktualnie funkcjonuje
w Grupie Energetycznej ENEA S.A., trwają przygotowania do wdrożenia podobnego
systemu w pozostałych przedsiębiorstwach dystrybucyjnych w kraju.
Nowe priorytety Komisji Europejskiej wymagają od przedsiębiorstw dystrybucyjnych
nowych, nowatorskich rozwiązań, tworzących mechanizmy dotychczas nieznane. Dodatkową
możliwością podniesienia efektywności dystrybucji są działania skierowane na zmianę
wskaźnika tg
, jest to wskaźnik, który decyduje o wielkości przesyłanej energii biernej przez
sieć, co w konsekwencji w znacznym stopniu wpływa na poziomi strat energii elektrycznej. Jest
tak ponieważ, energia bierna wpływa na wielkość czynnych strat energii. Zatem obniżając tg
3
Pełną koncepcję tego rozwiązania zawarto w: Szkutnik J., The model of the management of the efficiency in the
network of distribution energy-group, [w]Szkutnik J., Kolcun M (red) Technical and economic aspect of modern
technology transfer in context of integration with European Union, Mercury – Smekal Publishing House, Kosice,
2004 , s.125-131
3
obniża się przepływ energii biernej co z kolei skutkuje lepszym poziomem efektywności
rozdziału energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej. Strategia ta należy do obszaru
przedsięwzięć inwestycyjnych , które powinny być oceniane pod kątem efektywności
ekonomicznej
Modelową analizę ekonomiczną w tym zakresie oparto o określenie okresu zwrotu – techniki
powszechnie stosowanej przy ocenie ekonomicznej. Proponowana strategia dotyczy relacji
odbiorca
dostawca energii elektrycznej i jest nakierowana na tzw. wielkich odbiorców
zasilanych zwłaszcza z sieci średniego i niskiego napięcia. Obowiązujące taryfy za energię
elektryczną wskazują na możliwość wymagania od tych odbiorców poboru energii przy tg
zawartym w przedziale 0,2
0,4. Prawidłowość jest taka: im mniejsza wartość wskaźnika tg
,
tym większa efektywność dystrybucji energii elektrycznej. Schemat funkcjonalny wdrożenia
takiej strategii prezentuje rysunek.1.
Rys.2 Schemat funkcjonalny strategii obniżania tg
w sieciach rozdzielczych.
Źródło: Opracowanie własne
Możliwe są zatem następujące rozwiązania:
Ustalenie warunków dostawy
energii elektrycznej (zadany
wskaźnik tg
)
Ocena
ekonomiczna
taryfowa -S1
DOSTAWCA
ODBIORCA
Rozliczenie z tg
Bez strategii DSM
ODBIORCA
Rozliczenie z tg
Ze strategią DSM
Ocena
ekonomiczna
kompleksowa
S2
4
Bez strategii DSM – strategia nieskojarzona
Ze strategią DSM – strategia skojarzona, dla tej strategii są możliwe następujące
rozwiązania:
o ocena ekonomiczna taryfowa S1, uwzględniająca w analizach jedynie korzyści
dla odbiorcy ( por. wzór 1)
o
ocena ekonomiczna kompleksowa S2, uwzględniająca w analizach korzyści dla
odbiorcy i dostawcy energii elektrycznej ( por. wzór 1)
Relacja dostawca
klient jest następująca: klient podpisuje umowę na dostawę energii
elektrycznej z założonym tg
, który powinien być dotrzymany przez niego. Występują jednak
dwa rodzaje zachowań klienta:
odbiorca nie spełnia zaleceń dostawcy i wtedy płaci karę za niedotrzymanie tego
wskaźnika
odbiorca spełnia zalecenia dostawcy, jest to jednak podyktowane koniecznością zakupu
dodatkowych urządzeń energetycznych (kondensatorów), pozwalających na spełnienie
wymagań dostawcy
Strategia bez DSM występuje wtedy, gdy całość kosztów związanych z inwestycją pokrywa
odbiorca.. Strategia skojarzona ( z DSM) zakłada udział w przedsięwzięciu także dostawcy. Jak
już wspomniano strategia ta powinna być poprzedzona analizami ekonomicznymi, przeprowadza
się ją w oparciu o poniższą zależność:
de
k
ue
zw
k
k
K
O
(1)
gdzie:
zw
O
- okres zwrotu - lata
ue
K
- koszt urządzeń energetycznych , zł
k
k
- korzyści dla odbiorcy, zł
de
k
- korzyści dla dostawcy , zł
W tej strategii ustala się dla odbiorcy docelowy wskaźnik tg
(0,2), przy występującym
powszechnie w sieci tg
= 0,4. Pojedynczy odbiorca niewiele zmieni sytuację w całej sieci, ale
w przypadku rozszerzenia strategii na znaczącą już liczbę odbiorców energii wypadkowy
wskaźnik zaczyna zmieniać swoją wartość, dążąc do tg
= 0,2. Ten proces jest jednak
długotrwały, rozciągnięty na wiele lat.
Korzyści dla odbiorcy wynikają z ustaleń taryfowych, które zakładają niższą cenę
dostarczanej energii przy tym wskaźniku 0,2, są więc różnicą ceny jednostkowej dla dwóch
stanów pomnożoną przez pobraną energię. Dodatkową korzyścią dla odbiorcy jest przekazana na
czas okresu zwrotu kwota będąca korzyścią dla dostawcy wynikająca ze zmniejszenia strat
5
energii elektrycznej, powodowanych przez tego odbiorcę. Rysunek 3 prezentuje relacje kosztów
dla strategii skojarzonej i nieskojarzonej.
Rys.2 Mechanizm relacji kosztów dla strategii skojarzonej i nieskojarzonej
Źródło: Opracowanie własne
Rysunek przedstawia następujące możliwe przypadki:
wariant tg
0,4 – odbiorca w cyklu rocznym płaci za energie elektryczną 100 tys.zł
wariant tg
0,2 – S1 ( skojarzony, ocena ekonomiczna taryfowa)- odbiorca w zamian za
utrzymywanie wskaźnika tg
0,2 otrzymuje od dostawcy bonifikatę w wysokości 40 tys.
zł rocznie, w efekcie płaci za energię 100 – 40 = 60 tys. zł. Bonifikata ta jednak zmusiła
tego odbiorcę do zakupu urządzeń, których okres zwrotu wynosi
zw
O
= 75 : 40 = 1,875
roku. Po upływie tego czasu odbiorca będzie płacił za energię rocznie 60
tys. zł, a więc
znacznie obniży swoje koszty działalności. Na rysunku korzyści mają ujemną wartość, o
tę wartość zostają pomniejszone koszty zakupu energii jak i koszty inwestycyjne.
-50
0
50
100
150
200
tg 0,4
tg 0,2-S1
tg 0,2-S2
tg0,2-S2*
korzyści-dostawca
0
-10
0
korzyści-odbiorca
0
-40
-40
0
koszt inwest.
0
75
75
0
koszt energii
100
100
100
60
k
os
zt
y-
ty
s.
zł
strategie
koszt energii
koszt inwest.
korzyści-odbiorca
korzyści-dostawca
6
wariant tg
0,2 – S2 ( skojarzony, ocena ekonomiczna kompleksowa)- odbiorca
dodatkowo otrzymuje na czas zwrotu inwestycji od dostawcy 10 tys. zł co jest
oszczędnością w przesyle energii na skutek poprawy tg
przez tego odbiorcę. W ten
sposób została wykreowana nowa strategia w ramach DSM. Rozwiązanie problemu
efektywności zostało przeprowadzone jednocześnie przez dwóch partnerów, odbiorcę i
dostawcę energii elektrycznej. Efekty takiego modelu są następujące: czas zwrotu
inwestycji maleje – wynosi bowiem
zw
O
= 75 : 50 = 1,5, odbiorca zacznie korzystać dużo
wcześniej z rezultatów inwestycji, dostawca po krótkim okresie rezygnacji ze swojego
profitu, będzie mógł zaoszczędzoną energię sprzedać innemu odbiorcy. W stanowi jego
oszczędności w przesyle
wariant tg
0,2 – S2* ( skojarzony, ocena ekonomiczna kompleksowa) – sytuacja po
okresie zwrotu inwestycji
Najlepszą strategię prezentuje wariant tg
0,2 - S2, ponieważ czas zwrotu jest najszybszy, i
odbiorca po jego upływie redukuje swój koszt zakupu energii z 100 tys zł, na 60 tys zł –
sytuacja tg
0,2 – S2*
Przedstawiona analiza kosztowa proponowanej strategii, wykazała zasadność ich
wdrożenia, tym bardziej że jest to , współbieżne z priorytetami Komisji Europejskiej
odnoszących się do sektora energetycznego.
2. Algorytm programu TANGENSEFEKT
Program komputerowy TANGENSEFEKT jest narzędziem do oceny wpływu obniżenia
wskaźnika tg
z punktu widzenia : dostawcy energii elektrycznej oraz odbiorców energii
elektrycznej. Analizy są przeprowadzane zarówno w aspekcie technicznym jak ekonomicznym w
oparciu o prezentowany algorytm obliczeń, został on tak skonstruowany aby można uwzględnić
wszystkie elementy charakteryzujące danego odbiorcę oraz linię średniego lub niskiego napięcia
z której jest on zasilany. Parametry zmienne programu są następujące:
koszt baterii kondensatorów w linii nN i lub SN
T
s
– czas trwania obciążenia szczytowego w linii nN i lub SN
P
z
– moc czynna na wejściu do linii nn lub SN
C
s
– cena sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców zasilanych z linii nN lub SN
tg
- wskaźnik w linii nN i SN, rzeczywisty i docelowy
L
l
– długość linii nN lub SN
s
l
– przekrój linii nN lub SN
k
1
– udział mocy odbioru w całkowitej mocy linii nN lub SN
k
2
– wskaźnik położenia odbioru w linii nN lub SN
Obliczenia i analizy przeprowadzane są dla szerokiego zakresu opcji, pokazuje je rysunek 4
Możliwe są obliczenia zarówno techniczne jak i ekonomiczne odnoszące się do sieci niskiego
napięcia jak także sieci średniego napięcia. Algorytm i program uwzględnia wpływ wybranego
odbiorcy na pracę sieci jak także ocenia sytuacje kompleksową w całej linii – jednoczesny wpływ
wszystkich odbiorców na pracę sieci.
7
Program w założeniu ma w założeniu jest narzędziem dla właściwych służb energetyki
dla wydawania uzasadnionych decyzji pod względem tg
dla odbiorców grup taryfowych C i B
, rozpatrywani są oni pod kątem wpływu każdego z nich z osobna na pracę sieci.
Rys. 4 Opcje obliczeniowe programu TANGENSEFEKT
Linia niskiego napięcia
Linia średniego napięcia
wszyscy odb.
wybrany odb.
Straty w linie nN
w linii nN + sieć
Koszty strat w nN
Koszty nN +
sieć
Okres zwrotu - nN linia
Ok.zwr nN + sieć
Straty wlinii
w linii nN + sieć
Koszty strat w nN
Koszty nN +
sieć
Ocena taryf
Ocena pełna
Ocena taryf
Ocena pełna
wszyscy odb.
wybrany odb.
straty
Koszty strat
Okres zwrotu
straty
Koszty strat
Ocena taryf
Ocena pełna
Źródło : Opracowanie J. Szkutnik
9
Linia średniego napięcia
Obliczenia są dokonywane w oparciu o dwa podstawowe wzory
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
927
,
0
)
(
SN
SN
SN
SN
s
s
SN
Z
oSN
t
t
s
U
L
k
P
k
E
(2)
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
)
(
SN
SN
SN
SN
s
s
SN
od
Z
opSN
t
t
s
F
U
L
k
P
k
E
[3]
gdzie:
oSN
E
-
straty odniesienia powodowane przez wybranego odbiorcę, [MWh]
opSN
E
-
straty w sieci SN powodowane przez wybranego odbiorcę przy zadanym tg
1
k
- wskaźnik udziału mocy wybranego odbiorcy w mocy całkowitej linii SN
2
k
- wskaźnik położenia wybranego odbiorcy w linii SN
S N
Z
P
- moc zasilająca pojedynczą linię SN [kW]
S N
L
- długość pojedynczej linii SN [km]
U
- napięcie sieci [kV]
od
F
- funkcja cos
= f(tg
)
S N
s
t
- względny czas trwania obciążenia szczytowego w linii SN
SN
s
- średni przekrój w linii SN [mm
2
]
Wszystkie wskaźniki użyte we wzorze 2 i 3 , odpowiadają przeciętnym wartościom
wskaźników obliczeniowych strat energii elektrycznej
4
, wskaźnik 0,927 jest to wartość cos
,
odpowiadający wartości tg 0,4
W przypadku pomiaru zużycia energii elektrycznej przez odbiorcę po stronie niskiego
napięcia wzory 2 i 3 zostaną uzupełnione o segment związany ze stratami w transformatorze
SN/nN, wzory te przyjmą zatem następującą postać:
zostanie
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
927
,
0
)
(
SN
SN
SN
SN
s
s
SN
Z
oSN
t
t
s
U
L
k
P
k
E
+
+
r
FeN
s
CuN
T
P
F
P
2
2
(4)
4
. Horak J., Sieci elektryczne część I Elementy sieci rozdzielczych, Brzozowska M., Szkutnik J., Zająć J. –
przykłady obliczeniowe, Politechnika Częstochowska, Częstochowa 1977
9
10
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
)
(
SN
SN
SN
SN
s
s
SN
od
Z
opSN
t
t
s
F
U
L
k
P
k
E
+
r
FeN
s
CuN
T
P
F
P
2
2
(5)
gdzie:
CuN
P
- straty znamionowe w uzwojeniach transformatora SN/nN [kW]
s
- stopień obciążenia transformatora
- czas trwania maksymalnych strat [h/a]
2
F
- funkcja
)
(
s
T
f
k
FeN
P
- straty znamionowe w rdzeniu transformatora SN/nN [kW]
r
T
-czas roczny, 8760 h
Skutki ekonomiczne obniżania tg
mogą być określane dla dwóch wariantów - z
punktu widzenia odbiorcy – ocena taryfowa.
Podstawowe zależności określają wzory 6, oraz 7
SN
e
opSN
oSN
oSN
c
E
E
K
)
(
(6)
gdzie:
oSN
K
- koszt zmniejszenia strat energii elektrycznej w pojedynczej linii SN, [zł ]
S N
e
c
- jednostkowy koszt dostawy energii elektrycznej dla odbiorcy SN [zł/MWh]
ocena taryfowa
od
d
o
zvn
kond
zwt
A
tg
tg
s
K
o
}
1
1
1
{
2
2
2
2
(7)
gdzie:
1
zwt
o
-
okres zwrotu dla oceny taryfowej, [lata]
kond
K
- koszt zakupu kondensatora [zł]
zvn
s
- składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej
5
o
tg
- wartość tg
- odniesienia
d
tg
- wartość tg
- docelowy
A
- pobrana energia czynna przez odbiorców [MWh/a]
5
Taryfa dla energii elektrycznej ENION S.A. z siedzibą w Krakowie, Kraków, 2005
11
Wzory 7 i 8 określają okres zwrotu, jest on zależny od ceny kondensatora oraz kosztu
energii, którą odbiorca płaci w przypadku niedotrzymania właściwego wskaźnika tg
.
Linia niskiego napięcia
Obliczenia są dokonywane w oparciu o dwa następujące podstawowe wzory
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
927
,
0
)
(
nN
nN
nN
nN
s
s
nN
Z
onN
t
t
s
U
L
k
P
k
E
(8)
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
)
(
nN
nN
nN
nN
s
s
nN
od
Z
opnN
t
t
s
F
U
L
k
P
k
E
[9]
gdzie:
onN
E
-
straty odniesienia powodowane przez wybranego odbiorcę, [MWh]
opnN
E
-
straty w sieci SN powodowane przez wybranego odbiorcę przy zadanym tg
1
k
- wskaźnik udziału mocy wybranego odbiorcy w mocy całkowitej linii nN
2
k
- wskaźnik położenia wybranego odbiorcy w linii nN
nN
P
- moc zasilająca pojedynczą linię SN [kW]
n N
L
- długość pojedynczej linii nN [km]
U
- napięcie sieci [kV]
od
F
- funkcja cos
= f(tg
)
n N
s
t
- względny czas trwania obciążenia szczytowego w linii nN
nN
s
- średni przekrój w linii SN [mm
2
]
Obliczenia będą także uwzględniać wpływ zmian tg
na poziom strat energii w sieci
nadrzędnej w stosunku do niskiego napięcia, będą zatem uwzględnione straty w
transformatorze SN/nN zasilającego linię z której jest zasilany rozpatrywany odbiorca oraz w
linii SN z której jest zasilany transformator, odpowiednie zależności pokazano poniżej:
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
927
,
0
)
(
nN
nN
nN
nN
s
s
nN
Z
onN
t
t
s
U
L
k
P
k
E
+
r
FeN
s
CuN
T
P
F
k
P
2
2
3
)
(
+
+
2
2
2
2
2
2
4
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
927
,
0
)
(
SN
SN
SN
SN
s
s
SN
Z
t
t
s
U
L
k
P
k
(10)
2
2
2
2
2
2
1
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
)
(
nN
nN
nN
nN
s
s
nN
od
Z
opnN
t
t
s
F
U
L
k
P
k
E
12
+
r
FeN
s
CuN
T
P
F
k
P
2
2
3
)
(
+
+
2
2
2
2
2
2
4
98
,
0
}
8760
]
2
[
3
1
{
8
,
34
927
,
0
)
(
SN
SN
SN
SN
s
s
SN
Z
t
t
s
U
L
k
P
k
(11)
gdzie:
3
k
- udział mocy odbiorcy nN w obciążeniu transformatora SN/nN
4
k
- udział mocy odbiorcy nN obciążeniu linii SN
Skutki ekonomiczne obniżania tg
mogą być określane dla dwóch wariantów - z punktu
widzenia odbiorcy – ocena taryfowa.
Podstawowe zależności określają wzory 12, oraz 13
nN
e
opnN
onN
onN
c
E
E
K
)
(
(12)
gdzie:
onN
K
- koszt zmniejszenia strat energii elektrycznej w pojedynczej linii nN, [zł ]
n N
e
c
- jednostkowy koszt dostawy energii elektrycznej dla odbiorcy nN [zł/MWh]
ocena taryfowa
od
d
o
zvn
kond
zwt
A
tg
tg
s
K
o
}
1
1
1
{
2
2
2
2
(14)
gdzie:
2
zwt
o
-
okres zwrotu dla oceny taryfowej, [lata]
kond
K
- koszt zakupu kondensatora [zł]
zvn
s
- składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej
6
o
tg
- wartość tg
- odniesienia
d
tg
- wartość tg
- docelowy
A
- pobrana energia czynna przez odbiorców [MWh/a]
Wzór 14 określa okres zwrotu, jest on zależny od ceny kondensatora oraz kosztu
energii, którą odbiorca płaci w przypadku niedotrzymania właściwego wskaźnika tg
.
3. Przykład obliczeniowy
Przykładowe obliczenia przeprowadzono w oparciu wyprowadzone wzory, dla odbioru SN
Rys.5 Schemat linii SN
6
Taryfa dla energii elektrycznej ENION S.A. z siedzibą w Krakowie, Kraków, 2005
13
Założono zmiany tg
, położenia odbioru oraz jego mocy, wyniki prezentują rysunki 6 i 7
Rys.6. Zmiany strat energii w funkcji położenia i mocy odbiorcy dla tg
= 0,4
Źródło: Opracowanie własne
50
150
250
0
20
40
60
80
100
120
0,2
0,4
0,6
0,8
1
P, kW
S
tr
at
y e
n
er
g
ii,
[kWh
/a
]
k1
0-20
20-40
40-60
60-80
80-100
100-120
Miejsce
pomiaru
14
Rys.7 Zmiany strat energii w funkcji położenia i mocy odbiorcy dla tg
= 0,2
Źródło: Opracowanie własne
Porównanie rysunków 6 i 7 nasuwa następujące wnioski:
moc odbiorcy w znacznie większym stopniu wpływa na wielkość strat w linii, niż jego
położenie
wielkość tg
jest znaczącym elementem podnoszenia sprawności w liniach, pobór
mocy przez odbiorcę przy docelowym jego wskaźniku tg
= 0,2 pozwala dla odbiorcy
o przeciętnej mocy 200 kW, położonego w środku linii SN o całkowitej jej długości
równej 10 km, na wygenerowanie oszczędności w wysokości 2,83 MWh w skali
całego roku. Strategia ta przynosząca korzyści zarówno odbiorcy ( redukcja kar za
niedotrzymanie wskaźnika tg
) oraz dostawcy, w kontekście priorytetów Unii
Europejskiej powinna być rekomendowana do wdrażania, w zakresie podnoszenia
efektywności rozdziału energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych.
3. Energooszczędne transformatory Sn/nN
Transformatory (za wyjątkiem tych stosowanych w małych urządzeniach) można
podzielić na trzy grupy: transformatory mocy, przesyłowe i rozdzielcze. Dwa pierwsze
rodzaje transformatorów są stosowane w sieciach transmisji łączących generatory elektryczne
z siecią dystrybucji energii elektrycznej, która dostarcza energię do użytkowników. Trzecią
zdecydowanie najliczniejszą grupę stanowią transformatory rozdzielcze, których zadaniem
jest obniżanie relatywnie wysokiego napięcia energii elektrycznej w sieci rozdzielczej do
poziomu, na którym jest ona używana w domach i instytucjach.
Główne powody dla których narodziła się inicjatywa stosowania energooszczędnych
transformatorów rozdzielczych są następujące:
50
150
250
0
20
40
60
80
100
0,2
0,4
0,6
0,8
1
P, kW
S
tr
a
ty
e
n
e
rg
ii
,[
k
W
h
/a
]
k1
0-20
20-40
40-60
60-80
80-100
15
Duża liczba transformatorów rozdzielczych w eksploatacji oraz fakt, że cała energia
elektryczna wytwarzana na świecie stale przepływa przez nie oznacza, że nawet niewielka
poprawa ich efektywności może dać znaczne oszczędności energii oraz zmniejszyć ilość
emitowanych gazów cieplarnianych.
Pomimo wysokiej średniej sprawności (od 95 do 99,75%) transformatory te mają znaczny
wpływ na środowisko ze względu na ciągłe zużywanie energii. Można to traktować jako drugi
pod względem ważności rodzaj strat jałowych po startach tego samego rodzaju w
urządzeniach elektrycznych.
Straty energii elektrycznej w transformatorach można podzielić na dwie grupy: straty
jałowe czyli straty w żelazie (powstające wskutek magnetyzacji rdzenia; to zjawisko ma
miejsce 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu, przez cały okres eksploatacji transformatora –
średnio 30 lat), oraz straty obciążeniowe (powstające wskutek zasilania użytkowników,
zależne od oporu elektrycznego uzwojeń podczas pracy transformatora oraz prądów
wirowych wywołanych strumieniem rozproszenia). Transformatory mogą „tracić” 1-2%
przetwarzanej energii jako ciepło kiedy pracują przy bardzo niewielkim obciążeniu.
Transformatory rozdzielcze charakteryzują się względnie długim okresem eksploatacji
(około 30 – 50 lat dla transformatorów pracujących przy niewielkim obciążeniu lub po
remoncie), a straty w poszczególnych transformatorach akumulowane przez długi okres czasu
zwiększają się w miarę wydłużania ich eksploatacji.
W kilku krajach OECD przedsiębiorstwa sieciowe są odpowiedzialne za zakup
większości transformatorów oraz jednoczesne przesunięcie kosztów strat w transmisji i
dystrybucji na klientów. W rezultacie zachęta dla zakupu oszczędnych transformatorów jest
niewielka.
Transformatory rozdzielcze są stosowane na całym świecie do dystrybucji energii
generowanej w dużych elektrowniach do milionów użytkowników. Na terenie krajów OECD
eksploatowanych jest ponad 60 mln transformatorów rozdzielczych (Australia – 590 000,
Unia Europejska – 4 mln, Japonia – 13 mln, USA – 40 mln sztuk). W Chinach jest 3,3 mln
takich transformatorów.
Ocenia się, że w większości sieci energetycznych straty w transformatorach
rozdzielczych stanowią do 2% całej wytwarzanej energii, co z kolei stanowi prawie jedną
trzecią wszystkich strat w systemie. Straty te wynoszą odpowiednio: około 5,5 TWh w
Australii (co odpowiada emisjom w ilości 5,4 mln ton CO
2
w 1998 roku), 90 TWh w
Chinach, 50 TWh w krajach Unii Europejskiej, 32 TWh w Japonii i 61 TWh w Stanach
Zjednoczonych (odpowiadającym emisji 45 mln ton CO
2
rocznie). Dla porównania w Unii
Europejskiej do zrekompensowania strat energii w transformatorach rozdzielczych
potrzebnych jest około osiem największych elektrowni jądrowych. Wytwarzanie energii
prawdopodobnie w największym stopniu przyczynia się do emisji zanieczyszczeń oraz
globalnego ocieplenia (SO
x
, NO
x
oraz gazy cieplarniane) w krajach OECD. Inicjatywy
służące zmniejszeniu emisji, osiągnięciu uzgodnionych ilościowych celów klimatycznych w
postacji redukcji emisji gazów cieplarnianych często pokrywają się z celami zwiększenia
efektywności energetycznej. W większości krajów istnieją programy dotyczące sektora
energetycznego mające na celu osiągnięcie celów powstrzymania globalnego ocieplenia
ustalonych w Protokole z Kioto.
Nowo sprywatyzowane spółki energetyczne wykazują mniejsze zainteresowanie
problemami o długiej perspektywie. Zwykle oczekują one szybszego zwrotu z inwestycji w
porównaniu z operatorami sieci w sektorze publicznym, których zastąpiły.
Zakłady zajmujące się dystrybucją energii przy zarządzaniu eksploatacją
transformatorów i innych urządzeń próbują minimalizować nakłady kapitałowe, szczególnie
poprzez zarządzanie aktywami.
16
Istniejące transformatory rozdzielcze są coraz starsze, a wiele z nich jest eksploatowanych od
ponad 40 lat. Powszechnie uważa się, że wiek transformatorów w niektórych krajach OECD
może niepokoić.
Głównym źródłem strat w dystrybucji energii elektrycznej są transformatory i linie
rozdzielcze oraz niemierzone i nierozliczane dostawy energii (tzw. straty nietechniczne- są to
tzw. straty handlowe
Odpowiednio do wielkości sektora komercyjnego i użytkowników domowych aż 75%
łącznie wytworzonej energii elektrycznej w niektórych krajach OECD jest zużywanej na
niskim poziomie napięcia. Te proporcje prawdopodobnie wzrosną ponieważ obciążenia
użytkowników indywidualnych jak i małych komercyjnych rosną przy jednoczesnym zaniku
przemysłu ciężkiego. Świadczy to o tym, że straty w transformatorach rozdzielczych wzrosną.
Na podstawie badań realizowanych na zlecenie Komisji Europejskiej
1
szacuje się, że około 22
TWh o wartości 1.171 mln EUR według cen za 1999 rok rocznie mogłyby być zaoszczędzone
w Unii Europejskiej dzięki zastosowaniu energooszczędnych transformatorów rozdzielczych
(co stanowi 3% europejskich wydatków na obniżenie emisji węgla). W Japonii dzięki
programowi Top Runner rozszerzonemu i obejmującemu transformatory rozdzielcze można
by zaoszczędzić około 24 TWh rocznie. W Stanach Zjednoczonych potencjalne oszczędności
wynoszą około 45 TWh rocznie; i tylko w tym kraju 0,01% wzrost średniej sprawności
wszystkich zainstalowanych transformatorów rozdzielczych w ciągu jednego roku
przyniósłby oszczędności energii w wysokości 2,9 TWh. W Chinach potencjalne
oszczędności sięgają 47 TWh rocznie.
Korzyści dla środowiska płynące z zastosowania energooszczędnych transformatorów
rozdzielczych są bardzo wysokie. Straty w transformatorze 400 kW typowym dla dystrybucji
miejskiej poniesione w ciągu całej eksploatacji odpowiadają 125-184 tonom emisji CO
2
.
Koszty strat energii elektrycznej są 2-3 razy wyższe niż pierwotna cena zakupu
transformatora. Energooszczędny transformator rozdzielczy mógłby zmniejszyć emisję CO
2
do 56 ton (dane z Holandii).
Gdyby w Europie wszystkie urządzenia elektryczne oraz użytkownicy energii elektrycznej
zostali pozbawieni zasilania, potrzeba by sześciu największych elektrowni jądrowych, aby
zrekompensować straty w transformatorach i kolejnych sześciu, aby zrekompensować straty
w urządzeniach elektronicznych.
Transformatory mogłyby stać się głównym elementem inicjatyw mających na celu
zwiększenie oszczędności energii w krajach OECD, porównywalnym do silników
elektrycznych, urządzeń gospodarstwa domowego, itp. Teoretycznie są one w stanie w
podobnym stopniu wpłynąć na zmniejszenie emisji dwutlenku węgla oraz osiągnięcie celów
dotyczących globalnego ocieplenia.
Kwestie techniczne
Istnieją rozwiązania techniczne umożliwiające zmniejszenie strat na transformatorach o 75%
(przy wymianie starych transformatorów na nowoczesne) lub nawet o 90% (przy wymianie
transformatorów eksploatowanych od ponad 30 lat). Oszczędności energii mogą być większe
dzięki zastosowaniu lepszych rozwiązań konstrukcyjnych (dobór lepszej stali do produkcji
rdzeni o niższych stratach; zmniejszenie gęstości strumienia w konkretnym rdzeniu przez
zwiększenie jego wymiarów; zwiększenie przekroju uzwojeń dla obniżenia gestości prądu ,
czy optymalne dopasowanie względnych właściwości żelaza i miedzi w rdzeniu i
17
uzwojeniach, itp.), lub dzięki zaadoptowaniu w skali globalnej transformatorów z rdzeniem
amorficznym (przy świadomości wyzwań technicznych np. kształt czy wielkość rdzenia) co
może zmniejszyć straty jałowe o ponad 70% w porównaniu z najlepszymi rozwiązaniami
konstrukcyjnymi w konwencjonalnych transformatorach.
Energooszczędne transformatory rozdzielcze są dostępne i już stosowane w energetyce.
Produkcja energooszczędnych transformatorów rozdzielczych nie stanowi problemu z
technicznego punktu widzenia. Odpowiednia technologia jest dostępna we wszystkich krajach
OECD.
Oszczędności
Energooszczędne transformatory wykorzystują dobrze sprawdzone technologie i rozwiązania
projektowe, a urządzenia mogą być produkowane w stosunkowo tanich zakładach. Z tego
powodu sektor wytwórców takich urządzeń – działający w ścisłej współpracy z zakładami
energetycznymi – dostarczający głównie kable energetyczne, transformatory i aparaturę
rozdzielczą był zawsze cenowo bardzo konkurencyjny.
Inwestycja zakładu energetycznego w energooszczędne transformatory rozdzielcze zwraca się
w ciągu 1,4 - 8 lat, a wewnętrzna stopa zwrotu wynosi od 70 do 11%.
Zastosowanie energooszczędnych transformatorów rozdzielczych daje szereg oszczędności
dodatkowych oraz innych korzyści z tym związanych, takich jak:
-
redukcja nagrzewanie się elementów transformatorów i przez to mniejsza potrzeba
stosowania dodatkowego chłodzenia oraz lepszych systemów izolacji (daje to w
konsekwencji zmniejszone koszty zmienne, takie jak koszty chłodziwa oraz koszty
materiałów izolacyjnych najwyższych klas);
-
obniżony poziom hałasu;
-
dłuższy okres eksploatacji;
-
ponadto energooszczędne transformatory rozdzielcze lepiej „wytrzymują” obciążenia
elektroniczne (harmoniczne);
W miarę rosnącej konkurencji zakłady energetyczne muszą szukać sposobów zmniejszania
kosztów, przy jednoczesnym poprawianiu jakości usług świadczonych dla klientów.
Pomimo korzyści płynących z zastosowania energooszczędnych transformatorów
rozdzielczych trudno jest przekonać klientów do tego, że pomimo tego, że cena zakupu takich
transformatorów jest wyższa, łączny koszt ich stosowania może być niższy.
Warunki sprzyjające skoordynowanym działaniom na skalę międzynarodową
W sytuacji kiedy rządy próbują znaleźć tanie sposoby na obniżenie emisji gazów
cieplarnianych, eliminowanie niepotrzebnych strat energii elektrycznej w transformatorach
rozdzielczych wydaje się być interesującą propozycją. Ponadto, liczba działających
transformatorów rozdzielczych będzie nadal rosła dzięki liberalizacji rynku energetycznego w
większości krajów OECD (tendencja w kierunku wytwarzania energii elektrycznej w
miejscach położonych blisko punktów jej użycia oznacza obniżenie zapotrzebowania na
transmisję na dalekie odległości, ale również zwiększone zapotrzebowanie na mniejsze
18
transformatory rozdzielcze w sieci). W rezultacie straty w transformatorach rozdzielczych
będą stanowiły jeszcze większą część zużytej energii elektrycznej.
Pomimo tego energooszczędne transformatory rozdzielcze cieszą się małym
zainteresowaniem. Liberalizacja rynku wymusiła od zakładów energetycznych redukcję
budżetów kapitałowych. Ponieważ starty energii bezpośrednio obciążają klientów poprzez
system taryf, obniżenie strat nie przekłada się bezpośrednio na korzyści dla inwestorów.
W niektórych krajach w najbliższym czasie popyt na energię elektryczną znacznie wzrośnie.
Mogłyby one odnieść znaczne korzyści z zainstalowania energooszczędnych transformatorów
rozdzielczych.
Argumenty dotyczące ochrony środowiska, oszczędności energii oraz ekonomiczne za
stosowaniem energooszczędnych transformatorów rozdzielczych są zrozumiałe przez
podmioty i osoby podejmujące decyzje w sektorze energetycznym, co stwarza coraz bardziej
pozytywny klimat sprzyjający dialogowi.
Istniejące regulacje
Na wykresie poniżej przedstawiono porównanie różnych regulacji i standardów w dziedzinie
olejowych transformatorów rozdzielczych.
Rysunek 1 Porównania sprawności przy obciążeniu 50%.
Poniżej przedstawiono krótki przegląd światowych inicjatyw regulacyjnych w dziedzinie
transformatorów energooszczędnych.
Australia
97,5%
98,5%
99,5%
15
45
75
11
2,
5
16
0
25
0
40
0
63
0
75
0
15
00
20
00
Moc znamionowa (kVA)
HD428 BA'
HD428 CC'
NEMA TP1
Chiny S9
HD428 AA'
C-Amorficzny
P
P
o
o
r
r
ó
ó
w
w
n
n
a
a
n
n
i
i
a
a
s
s
p
p
r
r
a
a
w
w
n
n
o
o
ś
ś
c
c
i
i
p
p
r
r
z
z
y
y
o
o
b
b
c
c
i
i
ą
ą
ż
ż
e
e
n
n
i
i
u
u
5
5
0
0
%
%
19
W 1999 roku rząd stanowy i rządy federalne Australii postanowiły dopasować swoje
regulacje do najlepszych praktyk regulacyjnych na świecie poprzez wdrożenie
obowiązkowych standardów dopuszczalnych strat energii (MEPS) dotyczących domowych,
komercyjnych oraz przemysłowych urządzeń elektrycznych. Pierwszymi ważnymi
produktami używanymi w Australii, dla których zastosowano tą zasadę pod koniec 1999 roku
były lodówki i zamrażarki. Standardy MEPS w USA w roku 2001 uznano za najwyższe na
świecie i z tego powodu stały się one obowiązkowymi standardami dopuszczalnych strat
energii dla urządzeń wytwarzających chłód na rynku Australijskim na rok 2005. Ostatnio
władze Australii zbadały zastosowanie MEPS dla transformatorów rozdzielczych. Najwyższe
standardy MEPS obowiązują w Kanadzie. Australia obecnie finalizuje wprowadzenie
pierwszego poziomu standardu MEPS dla transformatorów rozdzielczych, tak aby
odpowiadał on poziomowi standardów MEPS obowiązującym w Kanadzie. Wprowadzenie
regulacji nastapi w październiku 2004.
Kanada
Natural Resources Canada - Kanadyjskie Zasoby Naturalne (NRCan) wprowadziły w styczniu
2001 roku standardy MEPS dla transformatorów. W 1997 roku NRCan przedstawiło różnym
poziomom decyzyjnym gospodarki propozycję takiej regulacji, która była następnie szeroko
konsultowana. Proponowane regulacje oparte są na wytycznych US NEMA
7
dotyczących
harmonizacji regulacji w Ameryce Północnej. Wprowadzenie regulacji nastąpi w 2005 roku.
Unia Europejska
W Europie CENELEC od dziesięciu lat stosuje uznaniowe standardy dotyczące klasyfikacji
strat zgodnych z normą zharmonizowaną dla sharmonizwoanych wielkości (mocy
znamionowych i impedancji zwarcia) transformatorów rozdzielczych ; HD428 dla
transformatorów chłodzonych olejem oraz HD538 dla transformatorów suchych. HD428
dopuszcza jednak różnego rodzaju poziomy oszczędności, których osiągnięcie nie stanowi
trudności technicznych. Kupującym daje się możliwość wyboru sposobu oceny strat, dzięki
czemu skutecznie wyznaczają oni swoje własne standardy. Obecne standardy stosowane w
krajach Unii Europejskiej oraz w większych zakładach energetycznych opierają się na
HD428. Nie ma planów utworzenia Normy Europejskiej (EN) z normy HD428.
Odbyły się jednak dyskusje pomiędzy Komisją Europejską (DG TREN), COTREL
(Przedstawiciele Producentów) oraz EURELECTRIC, podczas których omówiono
możliwości zawarcia dobrowolnych porozumień lub opracowania Dyrektywy Europejskiej
dotyczącej strat w transformatorach rozdzielczych w oparciu o dopuszczalny poziom
minimalny sprawności energetycznej.
Japonia
W Japonii od 2002 roku transformatory rozdzielcze objęte są programem Top Runner. Dla
danego urządzenia wyznacza się docelowy poziom strat energii, odpowiadający poziomowi
7
Krajowe Stowarzyszenie Wytwórców Energii Elektrycznej (NEMA) opublikowało Podręcznik Wyznaczania
Oszczędności Energii dla Transformatorów Rozdzielczych (TP-1-1996). W 1998 roku stowarzyszenie NEMA
opublikowało również standardową metodę pomiaru zużycia energii w transformatorach (TP-2), a następnie
zaproponowało dalsze Standardy Oznaczania Energooszczędnych Transformatorów Rozdzielczych.
20
strat dla najlepszego urządzenia obecnie dostępnego na rynku (Top Runner), który musi być
spełniony przez cały rynek w określonej perspektywie. Z tego powodu dany poziom
funkcjonalny zatem sprawności transformatorów jest oparty na sprawności najlepszego
obecnie dostępnego na rynku urządzenia oraz stymululacji rozwoju technologii w krótkim
okresie. W 2006 roku zaczną obowiązywać standardy MEPS dla transformatorów olejowych
a dla transformatorów innych typów rok później. Amorphous Industrial Transformers
Przemysłowe transformatory z rdzeniem amorficznym (AMIT) są obecnie najsprawniejsze, ale
standardy (MEPS) zostaną wyznaczone na nieco niższym poziomie.
Stany Zjednoczone
Departament Energii USA (DOE) wkrótce wyda Technical Support Document, Dokument
Wsparcia Technicznego (TSD) przedstawiający możliwości stosowania, koszty, korzyści oraz
wpływ ustalonych federalnych standardów MEPS na transformatory rozdzielcze. Badanie
stosowania tych standardów obejmuje analizę wpływu charakterystyki obciążenia sieci na
straty w transformatorach rozdzielczych. Standardy MEPS powinny zostać wyznaczone i
ogłoszone jeszcze w tym roku.
US DOE Federal Energy Management Program, Program Zarządzania Energią
Departamentu Energii USA (FEMP) zachęca również do składania zamówień rządowych na
energooszczędne transformatory rozdzielcze. Rząd federalny – jako największy kupujący
produkty związane z energią – zamierza poprzez program FEMP zmniejszyć zużycie energii
oraz
osiągnąć
olbrzymie
oszczędności
kosztów
poprzez
zakup
produktów
energooszczędnych. Specyfikacje energooszczędnych transformatorów rozdzielczych są
dostępne pod adresem:
http://www.eren.doe.gov/femp/procurement/trans.html
.
Amerykańska Environmental Protection Agency, Agencja Ochrony Środowiska (EPA)
włączyła niektóre kategorie transformatorów rozdzielczych do swojego programu oznaczania
wyrobów Energy Star.
Meksyk
Meksyk jest jednym z krajów najbardziej zaawansowanych w dziedzinie przyjmowania i
wdrażania standardów MEPS oraz znakowania produktów energooszczędnych. Wiele
pomysłów zapożyczono ze Stanów Zjednoczonych, chociaż liczne inicjatywy powstały w
odpowiedzi na zapotrzebowanie lokalne. Standardy MEPS oraz oznaczanie produktów
energooszczędnych wprowadzono w celu obniżenia wzrostu zapotrzebowania na energię
elektryczną. Standardy Energetyczne, które dotyczą strat energii oraz bezpieczeństwa, dla
transformatorów rozdzielczych zaczeły obowiązywać w 1999 roku. W przeciwieństwie do
Stanów Zjednoczonych i Kanady podają one również maksymalne dozwolone straty.
Chiny
Chiny zakazały stosowania niektórych transformatorów (tak zwanych S7) w styczniu 1999
roku i przesunęły rynek na poziom S9 (straty o około 30% wyższe niż najnowocześniejsze
transformatory w krajach OECD). Chińskie wymagania dotyczące strat energii w
transformatorach rozdzielczych można uważać za najwyższe na świecie.
Możliwe działania na poziomie międzynarodowym
21
Niektóre kraje OECD opracowują zasady promujące stosowanie energooszczędnych
transformatorów rozdzielczych.
Na obecnym etapie jednak niewiele krajów OECD posiada formalne gotowe do
wprowadzenia plany oszczędzania energii w transformatorach rozdzielczych, chociaż takie
plany są przygotowywane z myślą o osiągnięciu celów Kioto.
Potencjalne oszczędności osiągane dzięki transformatorom rozdzielczym mogą wydawać się
zbyt małe i zbyt trudne do uzyskania, aby traktować je wystarczająco poważnie na poziomie
krajowym. Jednak dla krajów OECD potencjalne oszczędności mogą być szacowane na 150
TWh rocznie, co jest równoważne obniżeniu emisji CO
2
na poziomie 75 mln ton. Odpowiada
to około 30% zobowiązań Unii Europejskiej do Kioto.
Trudno wpłynąć na zakłady energetyczne czy też innych kupujących. Rynek transformatorów
jest jednak niezwykle konkurencyjny. Sektor ten obejmuje ograniczoną liczbę
profesjonalistów, którzy znają już argumenty skłaniające do obniżania strat energii.
Inicjatywa dotycząca energooszczędnych transformatorów rozdzielczych mogłaby pomóc
uczestnikom procesu decyzyjnego przyjąć argumenty na korzyść stosowania tych
transformatorów, pod warunkiem wyraźnie przedstawione korzyści płynące z promocji takich
urządzeń.
W krajach rozwijających się, gdzie potrzebna jest pomoc w wytwarzaniu energii elektrycznej,
uzyskiwaniu oszczędności energii oraz w zakresie wiedzy operacyjnej dotyczącej
standardowych zakładów energetycznych, potencjalne oszczędności są większe niż w krajach
OECD.
Obecnie podejmowane wysiłki promujące stosowanie energooszczędnych transformatorów
rozdzielczych mogłyby przyspieszyć i jednocześnie skorzystać na skoordynowanym
podejściu.
Podsumowanie
Transformatory rozdzielcze wydają się być atrakcyjnym przedmiotem międzynarodowej
skoordynowanej inicjatywy na rzecz oszczędności energii oraz przedmiotem zainteresowania
ośrodków badwczo-rozwojowych czy też obszarem promocji.
Większość krajów OECD obecnie pracuje nad rozwojem strategii zmierzających do
zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. Kilka krajów spoza OECD, takich jak na przykład
Chiny, również wdraża skuteczne rozwiązania energooszczędne w celu zmniejszenia wzrostu
zużycia energii elektrycznej. Potencjalne zmniejszenie strat w transformatorach rozdzielczych
mogłoby stać się elementem stosowanych na całym świecie strategii oszczędności energii
oraz powstrzymania zmian klimatycznych.
Literatura:
1 Komisja Europejska, Potencjał oszczędności energii w UE dzięki zastosowaniu
energooszczędnych transformatorów rozdzielczych, grudzień 1999.
22
2 Mark Ellis & Associates, Analysis of Potential for Minimum Energy Performance
Standards for Distribution Transformers, prepared for the Australian Greenhouse
Office, March 2000, marzec 2000.
3 United States Department of Energy, Framework Document for Distribution
Transformer Energy Conservation Standards Rulemaking, Listopad 2000
4 International Copper Association - European Copper Institute, Energy-efficient
distribution transformers – Utility Initiatives, grudzień 2000
5 E. Shibata et al., Suggestion for Reduction of the Second Standby Power “No-load
Loss” , luty 2001.
6 ALS Volume 2, Advanced logistic systems Theory and Practice, Edited by Bella Illes,
Jerzy Szkutnik, Peter Telek, University of Miskolc, 2008, HU ISSN 1789-2198
7 Jahnatek L., Szkutnik J., Strategia rozwoju energetyki w Europie, Energochłonność
przemysłu w Polsce i na Słowacji, Energia Elektryczna, Wydawnictwo Polskiego
Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, ISSN 1897-3833, nr. 2/2008
str.8-10