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.