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Trasformatori elettrici per
l'efficientamento energetico.
l'efficientamento
Francesco Colla
Presidente commissione tecnica Trasformatori
dell’ANIE

1° Giornata dell’efficienza
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 1 (from 1 July 2015)
RATED POWER
(kVA)

Tier 2 (from 1 July 2021)

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)

Ao-10%(1575)

3150

Bk (27500)

Ao(2200)

Ak(23000)

Ao-10%(1980)

5
Table I.2: Maximum load and no-load losses for three –phase dry-type medium power transformers with the high-voltage
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)
(W)
(W)
(W)
(W)
(%)
(%)
50
1350
1100
875
750
-44
4
100
2150
1750
1475
1250
-42
4
160
3100
2350
2000 1700
-45
4
250
4200 3250
2750
2350
-44
4
400
6000 4600 3850
3250
-46
4
630
8400 6500 5400 4600 -45
4
630
8700 6750
5600 4800 -45
6
800
10500 8400 7000 6000 -43
6
1000
13000 10500 9000 7600 -42
6
1250
16000 13500 11000 9500 -41
6
1600
20000 17000 14000 12000 -40
6
2000
26000 21000 18000 15000 -42
6
2500
32000 26500 22000 18500 -42
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)
(W) (W)
(W)
(W)
(W)
(%)
(%)
50
190 145
125
110
90
-38
4
100
320 260
210
180
145
-44
4
160
460 375
300
260
210
-44
4
250
650 530
425
360
300
-43
4
400
930 750
610
520
430
-43
4
630
1300 1030 860
730
600
-42
4
630
1200 940
800
680
560
-40
6
800
1400 1150
930
800
650
-43
6
1000
1700 1400 1100
940
770
-45
6
1250
2100 1750
1350
1150
950
-46
6
1600
2600 2200 1700 1450
1200 -45
6
2000
3100 2700 2100 1800 1450
-46
6
2500
3500 3200 2500 2150
1750
-45
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
∆ Ak
A0
B0
C0
rispetto
Bk
(kVA)
(W)
(W)
(%)
(W)
(W)
(W)
100
1800
2050
-12
280
340
460
160
2600
2900
-10
400
480
650
250
3400
3800
-11
520
650
880
400
4500
5500
-18
750
940
1200
630
7100
7600
-7
1100
1250
1650
800
8000
9400
-15
1300
1500
2000
1000
9000
11000
-18
1550
1800
2300
1250
11000
13000
-15
1800
2100
2800
1600
13000
16000
-19
2200
2400
3100

(Um 17,5

∆ A0
rispetto
C0
(%)
-39
-38
-41
-38
-33
-35
-33
-36
-29

2000

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
secco Perdite
olio 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
Costo capitalizzato
Dimensionamento ottimo del trasformatore

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
D’altra parte una riduzione delle perdite causa un maggior costo di fabbricazione
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)
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. Il costo iniziale che a sua volta risulta dalla somma del prezzo
d’acquisto e del costo d’installazione.
2. 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
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?
© ABB Group
November 13, 2013 | Slide 22
Costo capitalizzato del trasformatore
Si calcolano di seguito i fattori A e B
n


p 
 1 +
8760 ⋅ d ⋅
− 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
Ieqinit⋅8760 d  100  100
⋅ 

B=
⋅
2
n
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)

P0G =

1 MVA Dry

Ridotte

2,6

PKG =
Pk =
CAR =
CAS =

0,3 €

394

KW

1,2 €

282

€

P0 =

KW

676

2,3
11
9,8
9500
10600

€ 1.100
Pay-back anni

Il ritorno del maggior investimento è di

1,6
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ANIEnergia - Trasformatori per efficientamento energetico

  • 1. Trasformatori elettrici per l'efficientamento energetico. l'efficientamento Francesco Colla Presidente commissione tecnica Trasformatori dell’ANIE 1° Giornata dell’efficienza energetica in ambito industriale Rimini 7 novembre 2013
  • 2. INDICE • Introduzione • Nuovo regolamento europeo per i trasformatori • Tecnologie disponibili • Costo Capitalizzato del Trasformatore • Pay-Back 2
  • 3. 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
  • 4. 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
  • 5. 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 1 (from 1 July 2015) RATED POWER (kVA) Tier 2 (from 1 July 2021) 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) Ao-10%(1575) 3150 Bk (27500) Ao(2200) Ak(23000) Ao-10%(1980) 5
  • 6. Table I.2: Maximum load and no-load losses for three –phase dry-type medium power transformers with the high-voltage 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
  • 7. 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) (W) (W) (W) (W) (%) (%) 50 1350 1100 875 750 -44 4 100 2150 1750 1475 1250 -42 4 160 3100 2350 2000 1700 -45 4 250 4200 3250 2750 2350 -44 4 400 6000 4600 3850 3250 -46 4 630 8400 6500 5400 4600 -45 4 630 8700 6750 5600 4800 -45 6 800 10500 8400 7000 6000 -43 6 1000 13000 10500 9000 7600 -42 6 1250 16000 13500 11000 9500 -41 6 1600 20000 17000 14000 12000 -40 6 2000 26000 21000 18000 15000 -42 6 2500 32000 26500 22000 18500 -42 6
  • 8. 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) (W) (W) (W) (W) (W) (%) (%) 50 190 145 125 110 90 -38 4 100 320 260 210 180 145 -44 4 160 460 375 300 260 210 -44 4 250 650 530 425 360 300 -43 4 400 930 750 610 520 430 -43 4 630 1300 1030 860 730 600 -42 4 630 1200 940 800 680 560 -40 6 800 1400 1150 930 800 650 -43 6 1000 1700 1400 1100 940 770 -45 6 1250 2100 1750 1350 1150 950 -46 6 1600 2600 2200 1700 1450 1200 -45 6 2000 3100 2700 2100 1800 1450 -46 6 2500 3500 3200 2500 2150 1750 -45 6
  • 9. 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 ∆ Ak A0 B0 C0 rispetto Bk (kVA) (W) (W) (%) (W) (W) (W) 100 1800 2050 -12 280 340 460 160 2600 2900 -10 400 480 650 250 3400 3800 -11 520 650 880 400 4500 5500 -18 750 940 1200 630 7100 7600 -7 1100 1250 1650 800 8000 9400 -15 1300 1500 2000 1000 9000 11000 -18 1550 1800 2300 1250 11000 13000 -15 1800 2100 2800 1600 13000 16000 -19 2200 2400 3100 (Um 17,5 ∆ A0 rispetto C0 (%) -39 -38 -41 -38 -33 -35 -33 -36 -29 2000 16000 18000 -11 2600 3000 4000 -35 2500 19000 23000 -17 3100 3600 5000 -38 3150 22000 28000 -21 3800 4300 6000 -37
  • 10. Confronto perdite A0, Ak secco-olio Trasformatori in Trasformatori a secco Perdite olio 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
  • 11. 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.
  • 12. 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
  • 13. Tecnologie disponibili Per quanto riguarda la tecnologia costruttiva i trasformatori si suddividono principalmente in due tipi: Trasformatori isolati in olio Trasformatori isolati in resina
  • 14. 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
  • 15. 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.
  • 16. 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
  • 17. 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
  • 18. Costo capitalizzato Dimensionamento ottimo del trasformatore 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 D’altra parte una riduzione delle perdite causa un maggior costo di fabbricazione 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)
  • 19. 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. Il costo iniziale che a sua volta risulta dalla somma del prezzo d’acquisto e del costo d’installazione. 2. I costi operativi che sono collegati principalmente al funzionamento del trasformatore.
  • 20. 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.
  • 21. 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.
  • 22. Costo capitalizzato del trasformatore Calcolo dei coefficienti A e B 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? © ABB Group November 13, 2013 | Slide 22
  • 23. Costo capitalizzato del trasformatore Si calcolano di seguito i fattori A e B n   p   1 + 8760 ⋅ d ⋅ − 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
  • 24. Costo capitalizzato del trasformatore n 2  z   p  1+  ⋅ 1+  −1 2 Ieqinit⋅8760 d  100  100 ⋅   B= ⋅ 2 n 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
  • 25. 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.
  • 26. 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.
  • 27. 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
  • 28. Payback Calcolo comparativo trasformatore da: Perdite Standard (kW) P0G = 1 MVA Dry Ridotte 2,6 PKG = Pk = CAR = CAS = 0,3 € 394 KW 1,2 € 282 € P0 = KW 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.