francesco colla

Trasformatori
elettrici per
Francesco Colla
l'efficientamento
energetico.
1° Giornata dell’efficienza
Presidente commissione tecnica Trasformatori
dell’ANIE
energetica in ambito industriale
Rimini 7 novembre 2013
INDICE
•
•
•
•
•
Introduzione
Nuovo regolamento europeo per i
trasformatori
Tecnologie disponibili
Costo Capitalizzato del Trasformatore
Pay-Back
2
Introduzione
Andamento dell’emissione di CO2 e proposta di misure
di rivolte a mantenere la sua concentrazione a 450 ppm.
40
Emissione diCO2
(Gigaton)
57%
Andamento
corrente
20%
30
Efficienza
energetica
Rinnovabili
Biocarburanti (3%)
10%
10%
Nucleare
CCS*
*Carbon capture and storage
20
2000
2007
Source: IEA (International Energy Agency, World Energy
Outlook 2009
2020
2030
Nuovo regolamento europeo per i trasformatori
Nel quadro del risparmio energetico, per quanto riguarda i prodotti
elettrici la CE ha già emesso regolamenti ( in accordo con la Eco design
Directive 2009/125/EC) che vietano la circolazione di prodotti poco
efficienti, avendo già regolamentato per es. le lampade ed i motori.
Anche i trasformatori sono stati presi in considerazione da un punto di
vista del miglioramento dell’efficienza e saranno fatti oggetto di un
regolamento che andrà in vigore presumibilmente a partire dal 2015.
Per quanto riguarda i trasformatori di distribuzione il regolamento copia i
valori contenuti nelle Norme Europee:
•
•
CEI EN 50541-1:2011-04, Trasformatori trifase di distribuzione di tipo
a secco.
CEI EN 50464-1: 2007-08, Trasformatori trifase di distribuzione
immersi in olio
a.1) Specific requirements for three-phase medium power transformers with rated power
≤3150kVA
Table I.1: Maximum load and no-load losses for three-phase liquid-immersed medium power transformers with the high-voltage
winding rated ≤ 24 kV and the other winding rated ≤ 1,1 kV
Tier 2 (from 1 July 2021)
Tier 1 (from 1 July 2015)
RATED POWER
(kVA)
Maximum load
losses (in Watts) *
Maximum no-load
losses (in Watts)*
Maximum load
losses (inWatts)*
Maximum no-load
losses (in Watts)*
25
Ck (900)
Ao(70)
Ak(600)
Ao-10% (63)
50
Ck (1100)
Ao(90)
Ak(750)
Ao-10%(81)
100
Ck (1750)
Ao(145)
Ak(1250)
Ao-10%(130)
160
Ck (2350)
Ao(210)
Ak(1750)
Ao-10%(189)
250
Ck (3250)
Ao(300)
Ak(2350)
Ao-10%(270)
315
Ck (3900)
Ao(360)
Ak(2800)
Ao-10%(324)
400
Ck (4600)
Ao(430)
Ak(3250)
Ao-10%(387)
500
Ck (5500)
Ao(510)
Ak(3900)
Ao-10%(459)
630
Ck (6500)
Ao(600)
Ak(4600)
Ao-10%(540)
800
Ck (8400)
Ao(650)
Ak(6000)
Ao-10%(585)
1000
Ck (105000)
Ao(770)
Ak(7600)
Ao-10% (693)
1250
Bk (11000)
Ao(950)
Ak(9500)
Ao-10%(855)
1600
Bk(14000)
Ao(1200)
Ak(12000)
Ao-10%(1080)
2000
Bk (18000)
Ao(1450)
Ak(15000)
Ao-10%(1305)
2500
Bk (22000)
Ao(1750)
Ak(18500)
3150
Bk (27500)
Ao(2200)
Ak(23000)
5
Ao-10%(1575)
Ao-10%(1980)
Table I.2: Maximum load and no-load losses for three –phase dry-type medium power transformers with the highvoltage winding rated ≤ 24 kV and the other winding rated ≤ 1,1kV
Tier 1 (1 July 2015)
Tier 2 (1 July 2021)
RATED POWER (kVA)
Maximum load
losses (in Watts)*
Maximum no-load
losses (in Watts)*
Maximum load
losses (in
Watts)*
Maximum no-load
losses (in Watts)*
50
Bk (1700)
Ao(200)
Ak(1500)
Ao-10%(180)
100
Bk (2050)
Ao(280)
Ak(1800)
Ao-10%(252)
160
Bk (2900)
Ao(400)
Ak(2600)
Ao-10%(360)
250
Bk (3800)
Ao(520)
Ak(3400)
Ao-10%(468)
400
Bk (5500)
Ao(750)
Ak(4500)
Ao-10%(675)
630
Bk (7600)
Ao(1100)
Ak(7100)
Ao-10%(990)
800
Ak (8000)
Ao(1300)
Ak(8000)
Ao-10%(1170)
1000
Ak (9000)
Ao(1550)
Ak(9000)
Ao-10%(1395)
1250
Ak (11000)
Ao(1800)
Ak(11000)
Ao-10%(1620)
1600
Ak (13000)
Ao(2200)
Ak(13000)
Ao-10%(1980)
2000
Ak (16000)
Ao(2600)
Ak(16000)
Ao-10%(2340)
2500
Ak (19000)
Ao(3100)
Ak(19000)
Ao-10%(2790)
3150
Ak (22000)
Ao(3800)
Ak(22000)
Ao-10%(3420)
6
Tabella Perdite a carico tratta dalla Tabella 2 delle
norme EN 50464-1 (Um ≤ 24 kV)
Potenz Dk
Ck
Bk
Ak
∆ Ak
Zcc
a (kVA)
rispetto
Dk
(kVA)
50
100
160
250
400
630
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
(W)
1350
2150
3100
4200
6000
8400
8700
10500
13000
16000
20000
26000
32000
(W)
1100
1750
2350
3250
4600
6500
6750
8400
10500
13500
17000
21000
26500
(W)
875
1475
2000
2750
3850
5400
5600
7000
9000
11000
14000
18000
22000
(W)
750
1250
1700
2350
3250
4600
4800
6000
7600
9500
12000
15000
18500
(%)
-44
-42
-45
-44
-46
-45
-45
-43
-42
-41
-40
-42
-42
(%)
4
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
6
6
Tabella Perdite a voto tratta dalla Tabella 3 delle norme
EN 50464-1 (Um ≤ 24 kV)
Potenz E0
D0
C0
B0
A0
∆ A0
Zcc
a
rispetto
E0
(kVA)
50
100
160
250
400
630
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
(W)
190
320
460
650
930
1300
1200
1400
1700
2100
2600
3100
3500
(W)
145
260
375
530
750
1030
940
1150
1400
1750
2200
2700
3200
(W)
125
210
300
425
610
860
800
930
1100
1350
1700
2100
2500
(W)
110
180
260
360
520
730
680
800
940
1150
1450
1800
2150
(W)
90
145
210
300
430
600
560
650
770
950
1200
1450
1750
(%)
-38
-44
-44
-43
-43
-42
-40
-43
-45
-46
-45
-46
-45
(%)
4
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
6
6
Tabella Perdite tratta dalla Tabella 5 delle norme EN 50541-1
e 24 kV, Zcc = 6%)
Perdite a carico
Perdite a vuoto
Potenza
Ak
Bk
(kVA)
100
160
250
400
630
800
1000
1250
1600
(W)
1800
2600
3400
4500
7100
8000
9000
11000
13000
2000
(Um 17,5
A0
B0
C0
(W)
2050
2900
3800
5500
7600
9400
11000
13000
16000
∆ Ak
rispetto
Bk
(%)
-12
-10
-11
-18
-7
-15
-18
-15
-19
(W)
280
400
520
750
1100
1300
1550
1800
2200
(W)
340
480
650
940
1250
1500
1800
2100
2400
(W)
460
650
880
1200
1650
2000
2300
2800
3100
∆ A0
rispetto
C0
(%)
-39
-38
-41
-38
-33
-35
-33
-36
-29
16000
18000
-11
2600
3000
4000
-35
2500
19000
23000
-17
3100
3600
5000
-38
3150
22000
28000
-21
3800
4300
6000
-37
Confronto perdite A0, Ak secco-olio
Trasformatori in
Trasformatori a
olio Perdite
secco Perdite
EN 50541-1
EN 50464-1
Variazione secco vs
olio
Potenz
a
A vuoto
A carico
A vuoto
A carico
∆ Perdite ∆Perdite a
a vuoto
carico
(kVA)
250
400
630
1000
1600
2500
A0 (W)
300
430
560
770
1200
1750
AK (W)
3400
4500
7100
9000
13000
23000
A0 (W)
520
750
1100
1550
2200
3100
AK (W)
2350
3250
4800
7600
12000
15000
(%)
73
74
96
101
83
77
(%)
-31
-28
-32
-16
-8
-35
Nuovo regolamento europeo per i trasformatori
Per rientrare nei valori della Tabella delle slides
precedenti nella Fase 1, (dal luglio 2015), oltre ai normali
interventi per ridurre le perdite che consistono
principalmente nell’abbassare:
•
l’induzione per le perdite a vuoto
•
la densità di corrente per le perdite a carico
é possibile l’adozione di lamierini a più bassa cifra di
perdita che permettono di contenere massa e dimensioni
del trasformatore.
Nuovo regolamento europeo per i trasformatori
La Tabella seguente elenca i lamierini magnetici (Fe-Si) a grani orientati, utilizzati
dai costruttori di trasformatori, per spessore decrescente.
Pos.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Spessore
Perdite Specifiche 50
Denominazione Tipo
nominale (mm)
Hz, 1.7T (W/kg)
35M6
30M5
30M0H
30M1H
30M2H
30M3H
27M4
27MOH
27M1H
27MZH(*)
23MOH
23MZH(*)
(*) lamierini trattati al laser
0,35
0,30
0,30
0,30
0,30
0,30
0,27
0,27
0,27
0,27
0,23
0,23
1,60
1,40
1,05
1,11
1,17
1,23
1,32
1,03
1,09
0,93
0,95
0,82
Variazione
rispetto a
30M5 (%)
14
0
-25
-21
-16
-12
-6
-26
-22
-34
-32
-41
Tecnologie disponibili
Per quanto riguarda la tecnologia
costruttiva i trasformatori si
suddividono principalmente in due tipi:
Trasformatori isolati in olio
Trasformatori isolati in resina
Tecnologie disponibili
Trasformatori isolati in olio
I trasformatori isolati in olio, sono quelli di gran lunga più
usati. Essi sono la quasi totalità dei trasformatori impiegati da
Enel.
Essi sono caratterizzati da:
•
basse perdite
•
rumore molto contenuto
•
assenza di manutenzione (per i tipi con cassa ermetica)
•
elevata resistenza agli shocks termici
•
installazione all’esterno
•
quasi totale riciclabilità dei materiali a fine vita
Tecnologie disponibili
Trasformatori a secco
I trasformatori isolati in resina, sono stati sviluppati come una delle
possibili soluzioni volte a minimizzare i rischi d’incendio e conseguente
contaminazione dell’ambiente, che possono essere connessi con l’impiego
di trasformatori isolati in olio.
Le applicazioni tipiche sono quindi:
•
Edifici ad alta densità abitativa
•
Centri commerciali
•
Ospedali
•
Metropolitane
•
Impianti di generazione eolica e fotovoltaica
•
Piattaforme per l’estrazione di idrocarburi
•
Navi
•
Impianti petrolchimici
•
Centrali nucleari, ecc.
TRASFORMATORI A SECCO
Il mercato privato italiano è per l’80% costituito da trasformatori a secco,
per questo ci soffermiamo ad analizzare il miglioramento dell’efficienza
possibile per questi trasformatori. La tabella seguente è una mappa delle
possibili combinazioni.
Perdite a vuoto
Perdite a carico
A0
Bk
Ak
B0
C0
Standard
Ak A0
Ak-20%
16
Costo Capitalizzato del Trasformatore
La riduzione delle perdite comporta importanti benefici per
l’ambiente legati alla minor emissione di gas serra.
Un trasformatore con perdite ridotte ha un costo d’acquisto
maggiore.
Perché spendere di più?
Sarà necessario farlo quando entrerà in vigore il Regolamento
Europeo, ma se nel valutare l’acquisto del trasformatore si
calcola il costo capitalizzato, può risultare conveniente, fin da
subito, acquistare un trasformatore a basse perdite.
17
La soluzione più conveniente dal punto di vista del costo totale é rappresentata dal minimo della
somma del costo di fabbricazione più il costo delle perdite. (vedi grafico)
D’altra parte una riduzione delle perdite causa un maggior costo di fabbricazione
Il dimensionamento che si prefigge il costo minimo di fabbricazione ha come risultato un
incremento delle perdite e del costo di esercizio per l’acquirente e l’esercente del trasformatore
Costo capitalizzato
Dimensionamento ottimo del trasformatore
Costo capitalizzato del trasformatore
Tra le varie strategie di scelta di un trasformatore, il criterio più
corretto è quello di considerare il trasformatore che presenta il costo
capitalizzato più basso, in particolare la scelta di un trasformatore a
perdite ridotte oltre a determinare una riduzione del costo in
“bolletta” ha come effetto una riduzione dell’emissione di gas serra.
Il costo totale del trasformatore per l’utilizzatore è costituito dalla
somma di due componenti principali:
1.
2.
Il costo iniziale che a sua volta risulta dalla somma del prezzo
d’acquisto e del costo d’installazione.
I costi operativi che sono collegati principalmente al
funzionamento del trasformatore.
Costo capitalizzato del trasformatore
Il modo semplificato più generalmente usato per calcolare il costo
capitalizzato di un trasformatore è espresso dalla formula seguente:
CC = CA + AP0 + BPk
dove:
•
CC = costo capitalizzato;
•
CA = costo per l’acquisto del trasformatore;
•
A = fattore di capitalizzazione delle perdite a vuoto espresso in €/kW
•
P0 = perdite a vuoto garantite in kW;
•
B = fattore di capitalizzazione delle perdite dovute al carico espresso in
€/kW
Pk = perdite dovute al carico garantite in kW.
Costo capitalizzato del trasformatore
•
•
•
•
Il primo termine genera costi connessi al capitale impiegato
Il secondo termine che comprende i costi di esercizio riguarda
soprattutto il costo dell’energia necessaria ad alimentare le
perdite del trasformatore, ed è di gran lunga superiore al
costo iniziale (più del doppio) se calcolato su una vita media
superiore a 30 anni.
Il costo delle perdite (che rappresenta di solito circa il 70% del
costo capitalizzato) si genera durante la vita del trasformatore,
detto costo è attualizzato mediante i fattori A e B. Il calcolo di
questi fattori lo vedremo più avanti.
P0 e Pk sono dati tipici del trasformatore, A e B dipendono dal
profilo di carico del trasformatore e dal prezzo dell’energia.
Costo capitalizzato del trasformatore
Calcolo dei coefficienti A e B
© ABB Group
20/11/13 | Slide 22
Per poterli calcolare opportunamente occorre sapere:
Quante ore l’anno il trasformatore è
energizzato (tipicamente sempre = 8760
ore)
Quante ore l’anno il trasformatore lavora con
un carico collegato (ad es. una cartiera che
lavora 6 gg/settimana può essere sulle
6.500 ore)
A quale % della sua potenza lavora
mediamente (tipicamente un trasformatore
di distribuzione è sempre
sovradimensionato e siamo sotto il 50%)
Quanto costa il kWh?
Che aspettative ci sono di sviluppo dei
consumi?
Costo capitalizzato del trasformatore
Si calcolano di seguito i fattori A e B
n


p


8760 ⋅ d ⋅ 1 +
− 1 ⋅100
  100 



A=
n
i 

1 +
 ⋅p
 100 
Dove:
•
8760 sono le ore di annuali in cui il trasformatore è tenuto in
tensione
•
d = è il costo attuale dell’energia
•
p = è l’incremento di costo medio per anno dell’energia
•
n = è il numero di anni richiesti per il ritorno dell’investimento
•
i = tasso di inflazione annuale media
Costo capitalizzato del trasformatore
n
2

z  
p 
 ⋅ 1 +
 − 1
1 +
2
I ⋅ 8760 ⋅ d  100   100 
⋅
B = eqinit
n
2
i 
z  
p 


1 +

1 +
 ⋅ 1 +
 −1
 100 
 100   100 
Dove per i nuovi parametri si ha:
•
Ieqinit = in per unità della corrente nominale del
trasformatore prevista per il primo anno di servizio
•
z = è l’incremento della corrente di carico per
anno negli anni successivi
Tempo di rientro (Pay-Back) della differenza del costo
d’acquisto di trasformatori di diversa efficienza
•
•
•
•
In alternativa al costo capitalizzato, si può considerare il tempo di rientro
dell’investimento (Pay-Back), meno accurato, ma di più semplice utilizzo.
Si tratta di confrontare il costo di acquisto di 2 trasformatori, con diversa
efficienza, e di considerare il risparmio economico annuale dovuto alla
maggiore efficienza.
Dividendo la differenza dei costi d’acquisto, ovvero il maggior costo del
trasformatore più efficiente, per il risparmio annuale si ottiene il tempo in
cui l’investimento si ripaga, dopo di che è tutto risparmio.
Attenzione, pur essendo molto veloce e molto usato, non è
il sistema più corretto perché guarda ad un orizzonte
temporale molto breve e non tiene nella dovuta
considerazione tra l’atro, la probabile crescita del costo
dell’energia elettrica negli anni e l’attualizzazione del
valore della moneta.
Payback
Il ritorno dell'investimento in anni quando si acquista un trasformatore a perdite ridotte invece di uno a perdite standard è espresso dalla seguente formula:
n = (CAR - CAS)/[A(P0R-P0S) + B(PKR-PKS)]
La formula vale per un numero limitato di anni per cui si possa in prima approssimazione prescindere da alcune variabili quali:
l'inflazione, l'aumento del costo dell'energia, l'incermento del carico dovuto all'espansione dell'attività.
dove:
CAR = costo d'acquisto di un trasformatore a perdite ridotte
CAS = costo d'acquisto di un trasformatore a perdite standard
A = costo specifico annuale delle perdite a vuoto espresso in €/kW
P0S = perdite a vuoto garantite del trasformatore standard (nel data sheet del cliente) in kW;
P0R = perdite a vuoto garantite del trasformatore a perdite ridotte (nell'offerta ABB) in kW;
B = costo specifico annuale delle perdite dovute al carico espresso in €/kW
PKS = perdite dovute al carico garantite del trasformatore a perdite standard (nel data sheet del cliente) in kW.
PKR = perdite dovute al carico garantite del trasformatore a perdite ridotte (nell offerta ABB) in kW.
Payback
Calcolo del fattore A
Dati d'ingresso (in rosso)
d=
Leggenda
sono le ore di annuali in cui il trasformatore è tenuto in tensione e sono dissipate le perdite a vuoto
è il costo attuale dell’energia
8760
0,15 €/kWh
Risultato (in verde)
A=
1314 €/kW
Calcolo del fattore B
Calcolo delle ore equivalenti a pieno carico annue in cui sono dissipate le perdite a carico
esse dipendono dal numero di turni di lavoro, dalle ore per turno, dai giorni lavorati nell'anno e dal carico effettivo
secondo la seguente tabella
Dati d'ingresso (in rosso)
N° turni ore/anno
2
B=
3200
235 €/kW
Risultato (in verde)
giorni/
Ore
ore/turno anno Carico eq./anno
8
200
0,7
1568
Payback
Calcolo comparativo trasformatore da:
Perdite
Standard
(kW)
P 0G =
P KG =
Pk =
CAR =
CAS =
Ridotte
2,6
P0 =
1 MVA Dry
KW
0,3 €
394
KW
1,2 €
282
€
676
2,3
11
9,8
9500
10600
€ 1.100
Pay-back anni
Il ritorno del maggior investimento è di
1,6
1,6 anni.
Grazie per l’attenzione
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