Transformatory energetyczne – jako jeden z podstawowych elementów sieci przesyłowych i dystrybucyjnych – praktycznie nie zmieniły podstawowej zasady swojego działania od samego początku. A nie bójmy się powiedzieć, że są to urządzenia wiekowe, bo ich historia sięga roku 1885. Wówczas były to urządzenia jednofazowe, jednak jeszcze w XIX wieku udało się dowieść, że są niezastąpione w systemach prądu przemiennego. W roku 1891, na niemieckiej wystawie we Frankfurcie nad Menem, zademonstrowano układy przesyłowe o napięciu znamionowym 20 kV. Dwa lata później firma ASEA dostarczyła pierwsze komercyjne transformatory trójfazowe dla linii elektroenergetycznej w Szwecji – łączącej elektrownie wodną z odległą o 10 km wielką kopalnią rudy żelaza.
I tak się to zaczęło. I tak trwa do dzisiaj. Chociaż tak naprawdę ciężko byłoby się doszukać – poza podstawową zasadą działania – podobieństw pomiędzy transformatorem z końca XIX wieku, a wytwarzanym dzisiaj. Różni je bowiem niemal wszystko – maksymalna moc, napięcie znamionowe, pozom strat i hałasu, konstrukcja i układ uzwojeń czy wyposażenie dodatkowe. To zupełnie inny świat, w którym znaczącą rolę odgrywa efektywność energetyczna, ekologia i bezpieczeństwo.
Patrząc na transformatory właśnie przez pryzmat tych trzech cech, nie sposób nie zauważyć, że jesteśmy światową elitą w produkcji tych urządzeń. To w Polsce, w fabrykach ABB, powstają transformatory amorficzne, a także ekologiczne, wypełnione płynem biodegradowalnym. Poza tym, spółka wytwarza także najlepsze w swojej klasie urządzenia z izolacją żywiczną. Każdy z nich ma inne zalety, odmienne zastosowanie, ale przynosi wymierne korzyści. I bez szczególnego naciągania rzeczywistości można przyjąć, iż każdy z nich jest transformatorem do zadań specjalnych.
Amorficzne oszczędności
Zacznijmy od amorfików. Od wielu dekad jednym z największych wyzwań dla projektantów i konstruktorów jest obniżenie strat jałowych transformatora. Choć jest on jednym z najsprawniejszych urządzeń energetycznych starty te stanowią ważny parametr. Poszukiwanie rozwiązań przyniosło efekt w postaci zupełnie nowego materiału do produkcji rdzeni – blachy amorficznej. Straty jałowe w takim transformatorze są nawet czterokrotnie mniejsze niż w jego tradycyjnym odpowiedniku. Blacha amorficzna swoją niekrystaliczną strukturą bardziej zbliżona jest budową do szkła niż metalu, jednak efekty jej zastosowania zaskakują. Dzisiaj urządzenia te bez problemu wypełniają zapisy dość rygorystycznej dyrektywy efektywnościowej Unii Europejskiej, która zacznie obowiązywać dopiero w 2020 roku. W naszym kraju produkcję transformatorów z rdzeniem amorficznym uruchomiono po raz pierwszy w 2010 roku. Do dzisiaj jedynym ich producentem w Polsce jest firma ABB.
Taśma amorficzna jest bardzo krucha, a sama technologia wytwarzania rdzeni bardzo skomplikowana, dlatego nie powinno dziwić, iż urządzenie jest droższe od swojego tradycyjnego odpowiednika. A mimo to, zainteresowanie transformatorami amorficznymi jest duże, ponieważ ich instalacja w sieciach dystrybucyjnych pozwala na znaczące oszczędności energii, tracone właśnie w ramach strat jałowych. Trudno jednoznacznie przyjąć, po jakim czasie wyższy koszt zakupu zostanie zrekompensowany poczynionymi oszczędnościami, bo wyliczenia te zależą od przyjętej metodologii i bardzo wielu zmiennych – mocy i obciążenia transformatora czy prognozowanych cen energii, jednak można przyjąć, iż bilans ten następuje w okresie od 8 do 15 lat. Przyjmując więc, że urządzenie takie pracuje w sieci zdecydowanie dłużej niż 25 lat, z ekonomicznego punktu widzenia zakup jest jak najbardziej uzasadniony.
I interes ten wyraźnie widzą największe w kraju spółki energetyczne. Już w roku 2011 ponad tysiąc urządzeń zakupiła grupa energetyczna PGE, rok później podobną liczbę zamówiła grupa Tauron, a w tym i przyszłym roku fabryka ABB wytworzy kolejnych kilkaset sztuk dla tego odbiorcy.
Biodegradowalny, czyli... tańszy
Na zupełnie inne parametry stawiają konstruktorzy transformatorów z płynem biodegradowalnym. Tu także znaczącą rolę odgrywa ekonomia, choć te urządzenia oferowane są przede wszystkim z etykietką „ekologia i bezpieczeństwo”. Pod względem parametrów elektrycznych i mechanicznych urządzenia te nie różnią się od swoich tradycyjnych odpowiedników, a choć są nominalnie droższe, to zaskakująco szybko okazuje się, że za ich kupno i zainstalowanie trzeba zapłacić zdecydowanie mniej.
Płyn biodegradowalny Midel, używany zamiast oleju transformatorowego, to syntetyczny ester o znacznie lepszych parametrach elektrycznych, a poza tym niepalny i w pełni podlegający biodegradacji. Jest nie tylko bezpieczniejszy z punktu widzenia ekologicznego, bo ulega szybkiemu rozkładowi w środowisku naturalnym, ale jest także niepalny, co powoduje znacznie większe bezpieczeństwo przeciwpożarowe. Doskonale nadaje się więc do pracy w środowisku naturalnym, a także w miejscach wymagających specjalnych zasad ostrożności w zakresie bezpieczeństwa – w kopalniach, hutach czy w bezpośrednim sąsiedztwie osiedli mieszkaniowych.
Ale co ciekawe, z analiz brytyjskiej firmy M&I Materials wynika jednoznacznie, iż twardy rachunek ekonomiczny nie pozostawia złudzeń. O ile samo urządzenie – takie samo, bez względu na zastosowany płyn izolacyjny – kosztuje tyle samo, to koszt płynu różni się czterokrotnie! Na przykład przy transformatorze 8 MVA za olej mineralny (6,3 t) trzeba zapłacić 6,3 tys. euro, a za tyle samo płynu Midel 7131 – 25,2 tys. euro. Ale choć różnica w kosztach jest porażająca, to okazuje się, że w przypadku transformatora ekologicznego śmiało możemy pominąć koszty budowy zabezpieczenia przeciwpożarowego (10 tys. euro) oraz misy olejowej i systemu odwodnienia (11,1 tys. euro). Koszty prac budowlanych pozostają porównywalne. W efekcie więc okazuje się, że koszt zakupu i zainstalowania tradycyjnego transformatora wynosi 36,5 tys euro, a identycznego – tyle że wypełnionego płynem ekologicznym – 34,3 tys. euro.
Dzisiaj nie jest to już w naszym kraju nowinka techniczna. Duże jednostki tego typu pracują od kilku lat na zaporze wodnej w Dębem na Zalewie Zegrzyńskim. Dziesiątki podobnych zasilają ekologicznie czyste rejony Mazur, objęte programem Natura 2000. Wartość w takim rozwiązaniu dostrzegł także koncern KGHM Polska Miedź, który zainwestował w pierwszy polski przewoźny GPZ o mocy 6,3 MVA. Zastosowanie płynu biodegradowalnego pozwoliło na zainstalowanie całej stacji elektroenergetycznej na niskopodwoziowej naczepie bez konieczności inwestowania w infrastrukturę zabezpieczającą i chroniącą transformator przed skutkami ewentualnej awarii. Dzięki temu nowa stacja elektroenergetyczna zawsze może znaleźć się tam, gdzie akurat jest niezbędna. Nawet, jeśli jest to teren wybitnie wartościowy ekologicznie.
Resibloc po głębokim mrożeniu
I wreszcie transformatory żywiczne. Najlepsze – typu resibloc. Miejsce dla nich jest tam, gdzie niezawodność zasilania jest sprawą absolutnie nadrzędną, a wytrzymałość urządzeń energetycznych jest najważniejszym parametrem. Poza tym, jego ogromna zaletą jest fakt, że może przyjmować całkowicie niestandardowy kształt.
Resibloc to metoda diagonalnego nawijania uzwojeń pokrytych płynną żywicą. Całość umieszcza się następnie w komorze, gdzie wysoka temperatura utwardza izolację. Jednocześnie urządzenie cały czas wiruje, by żywica ulegała polimeryzacji równomiernie. W efekcie uzyskuje się bardzo dużą wytrzymałość na zwarcia, przeciążenia i przepięcia. Kluczowym elementem tego rozwiązania jest skład stosowanej żywicy, do której nikt poza ABB nie ma dostępu, choć dzisiaj wiele firm – w związku z wygaśnięciem patentu – produkuje transformatory w tej technologii. Firma ABB ma wyłączność na żywicę, ponieważ znacząco partycypowała w kosztach badań nad najbardziej optymalnym składem mieszanki.
Transformatory suche typu resibloc instaluje się w przemyśle chemicznym, gdzie bardzo często przerwa w zasilaniu generuje gigantyczne straty czy w przemyśle wydobywczym, na wieżach wyciągowych, zapewniając bezpieczeństwo ludziom pracującym pod ziemią. Poza tym, jego charakterystyka pretenduje go do pracy w najtrudniejszych warunkach klimatycznych, w sieciach gdzie może dochodzić do gwałtownych obciążeń czy zwarć, z dużym udziałem harmonicznych lub przy zmiennym współczynniku obciążenia. Przeprowadzone próby „głębokiego mrożenia”, polegające na schłodzeniu jednostki do –60ºC i potraktowaniu jej wielokrotnością prądu znamionowego, dowiodły, że nie nastąpiło żadne uszkodzenie mechaniczne. To dowód, że ta technologia charakteryzuje się największą wytrzymałością uzwojeń i gwarantuje uniknięcie ich pęknięcia podczas maksymalnie ekstremalnych warunków eksploatacji.
Transformatory suche cechuje jeszcze jeden niezwykle ważny parametr. Są z natury ekologiczne, bo nie zawierają oleju, więc w przypadku awarii nie zachodzi niebezpieczeństwo skażenia środowiska. Poza tym, żywica jest niepalna, a w płonącym obiekcie sublimuje, a powstające gazy są nietoksyczne i nie zagrażają ludziom i środowisku.
Kriogeniczne już są
Minione kilkadziesiąt lat to sporo kroków milowych w konstrukcji transformatorów. W tym czasie odkryto zalety blach zimnowalcowanych, później blach HIB czy laserowych. Pojawiły się uzwojenia amorficzne. Parametry z roku na rok są coraz lepsze. Na razie jednak nie wygląda na to, żeby na horyzoncie majaczyła jakakolwiek technologia, która zrewolucjonizuje budowę transformatora. Z tego właśnie względu ocenia się, że transformatory oparte na zasadzie indukcyjnej pozostaną podstawą przemiany napięcia jeszcze na wiele dziesięcioleci. Tak więc za 20 i 30 lat wciąż będzie można napisać: „transformatory energetyczne – jako jeden z podstawowych elementów sieci przesyłowych i dystrybucyjnych – praktycznie nie zmieniły podstawowej zasady swojego działania od samego początku”. Ale mówiąc zupełnie szczerze, to ja głowy za to nie dam, bo technologia na pstrym koniu jeździ i diabli wiedzą co przyniosą kolejne lata. Przecież od wielu lat na celowniku naukowców jest nadprzewodnictwo. A transformatory kriogeniczne już są, ale na razie testowanie tych urządzeń w temperaturze ciekłego azotu nie wyszło poza laboratoria. Na razie...
Sławomir Dolecki
