Изследване на загубите в силови трансформатори и анализ на тарифите за заплащане на

Тази програма е за малки трансформатори, които все повече се използват у нас. С един сух трансформатор, например може да се захранва апартамент, етаж от блок, къща и др. Това е така, защото високото напрежение идва много по- близко до потребителя и от тук следва че загубите ще бъдат по-малки. Този метод за малки трансформатори разположени в жилищната или административната сграда много често се прилага в чужбина. На фиг. 2.3 са показани местата на трансформаторите в една административна сграда.

На фигурата се вижда, че сградата може да има 5 малки трансформатора, което зависи от мощността с която трябва да се захрани сградата. Не както все още се практикува в България да се поставя голям трансформатор за няколко сгари. От фигурата се вижда и че трансформаторите могат да се захранват от различни места а не само от едно, което е много добре защото по този начин те могат да се резервират.

На фиг. 2.4 е показан основният прозорец на програмата за пресмятане на загубите на мощност за тези малки трансформатори.

Фиг. 2.3 Местата на трансформаторите в административна сграда

В горния ляв край на прозореца е дадена мощнотта на маслените трансформатори - от 500 до 2000 kVA. В дясно от тях може да се видят загубите на трансформаторите. Първата колонка е за трансформатори, които са натоварени с половин мощност, а следващата клонка е за трансформатори, които са натоварени на пълна мощност. Горе в дясно е дадена мощността на тези сухи трансформатори - също от 500 до 2000 kVA, а до тях са показани загубите на тези трансформаторите. Сухите трансформатори са много по предпочитани точно при тези експлоатационни условия, защото при тях не трябва да се правят дренажни ями както при маслените трансформатори. При маслените се правят тези ями за да може да се оттича маслото при смяната му или ако има някъде теч да може да се събира точно в тях. Всички останали падащи менюта надолу са за да може да се представят сметките за различните видове трансформатори, които са показани по-отгоре.

На фиг. 2.5 е показано първото падащо меню (Size of Transformer) на което са показани всички видове трансформатори, които са заложени в програмата, от 500 до 2000 kVA. Точно преди това падащо меню е показано, че тази стойност може да се умножава с 8760 ч/г. Това са всичките часове през една календарна година.

Сега като пример, за да покажем как работи програмата, да изберем трансформатор с мощност 1500 kVA, както е показано на фиг. 2.5.

Фиг. 2.4 Главен екран на програмата

Фиг. 2.5 Избор мощността на трансформатора

Изберем за нашия пример една средна цена на електрическата енергия от 7 цента kW/ч, което е една приблизителна цена на Българската елктроенергия в момента.

Фиг. 2.6 Избор на тарифа за заплащане на електрическа енергия

Нека сега за нашия пример да изберем трансформатора да е натоварен наполовина, защото в повечето случаи трансформаторите работят недонатова-рени.

Фиг. 2.7 Избор на годините за които ще се изчисляват загубите на трансформатора

След като вече сме избрали всичко като мощност на трансформатора, цена на електрическата енергия, натоварването на трансформатора и годините за които искаме да смятаме е достатъчно да натиснем бутона за изчисление (Calculate). Веднага под бутона излиза правоъгълник във който пише изчислените загуби, както е показа на фиг.2.8. Ограденото с елипса са загубите на трансформатора като пари за 30 години ($107 217.05), така се вижда колко ще струват загубите от електрическа енергия на един трансформатор. Естествено, ако имаме повече трансформатори може да се пресметне колко ще са загубите за всичките трансформатори.

Фиг. 2.8 Изчислените загуби на трансформатора

ABB е една от най-големите фирми за производство и продажба на електрически апарати.

Когато трансформатора се проектира, е необходимо да се вземат технически решения в редица комбинации относно основния материал и специфичните изисквани към този материал. Това означава няколко алтернативи на загубите в трансформатора.

Материалът и теглото влияят директно върху купувната цена и загубите в действителната цена на трансформаторите.

Повечето икономически алтернативи за потребителите е, че този продукт е с минималната купувна цена, което е по-добре за нова цена по време на работа.
- Загуби в трансформаторите

Pо ЁC празен ход kW,

Те се получават в електромагнитната верига и не зависят от товара, те са загуби в стоманата.

Pс ЁC натоварване на трансформатора

Те се получават в намотките, от тока който преминава в намотките. Варират пропорционално на квадрата на тока, който протича през намотките. Както се знае това са загуби в медта.

Промяна на загубите според товара.

Получаването на тези загуби се получава чрез следния израз

µ § (2.23)

където Pn е номиналната мощност на трансформатора, X е коефициентът, който дава връзката на текущия товар и номиналната мощност.

В този случай загубите в трансформатора са:

µ § (2.24)

- Работни коефициенти

h - използвани часове на година

fc - товарен коефициент - средно натоварване/максимално натоварване

fр - коефициент на загубите - квадратичната значима стойност на товарова - та диаграма, 24 часа на ден.

fрр - коефициент на загубите ЁC по време на пиковия час: fр час отговаряща на пиковия час.

fрf - коефициент на загубите - извън пиковия час = fр - fрр

fU - коефициент на използване - максимална мощност / Pn

Cd - месечна цена, чрез максимални изисквания лв/kW

Cе - цена на електроенергията лв/kWh

Cер - цена на електроенергията, по време на пиковите часове лв/kWh

Fa - амортизационен фактор - това е част на капитала който трябва да се плаща ежегодно по реда на връщането, това трябва да стане до края на проекта.

µ §, (2.25)

където i е разсрочена лихва на капитала в проценти

n - продължителност на проекта в години

Пример: за 8 % и n = 25 години, резултата е Fa=9,368 %

Fc ЁC капитализационен фактор

Това е умножението на ежегодните плащания, които са еквивалент от теку- щите натрупвания които ще бъдат възвърнати с лихвеният процент до кря на проекта.

µ § (2.26)

където i е разсрочена лихва на капитала в процентиµ §

n - продължителност на проекта в години

Примерно: за 8 % и n = 25 години, резултата е Fa=10,67 %

- Натрупващ коефициент

Стойността да бъде умножена посредством загубите в реда на получаване текущия капитал с еквивалент на работните разноски.

Натрупващ коефициент на празен ход:

µ § лв/kW (2.27)

Натрупващ коефициент на натоварване

µ § лв/kW (2.28) - Еталонни товарови диаграми Таблица 2.3

НомерРайоникоефициентиfcfpfp1Предградие0,5360,3290,162Райони със средно строителство0,580,3720,173Райони с високо строителство0,6310,430,1694Райони с ниско строителство0,6440,440,1645Търговски район0,6540,4710,176Търговия0,6620,5010,1157Промишлен район0,7420,5860,188Други0,7570,5870,179Болница0,7940,650,1810Тежка индустрия0,8010,660,14611Лека индустръя0,8090,6770,154

- товарова диаграма на предградие

- товарова диаграма на райони със средно строителство

- товарова диаграма на райони с високо строителство

- товарова диаграма на райони с ниско строителство

µ §

- товарова диаграма на търговски район

- товарова диаграма на търговия

- товарови диаграми на промишлен район

- товарова диаграма на други

- товарова диаграма на болница

- товарова диаграма на тежка индустрия

- товарова диаграма на лека индустрия

- Практически формули за коефициента на загубите

-първа практическа формула

µ § (2.29)

Следващата диаграма е иавода от предните.

Това е една диаграма която посредством данните за районите в таблица 2.3 и товарните диаграми на тези райони много добре отразява товарния коефициент, който се намира по абсцисата и коефициента на загубите който се намира по ординатата. Естествено тези два коефициента не могат да превишат стойност по голяма от единица.

Коефициента на загубите = f [товарен коефициент]

- втора практическа формула

µ § (2.30)

Тази диаграма също се получава от предните товарови диаграми за районите.

Отдалечената точка се получава от търговските диаграми.

На тази диаграма добре се вижда когато е нанесена и най натоварената зона в която работят трансформаторите. [8]

ГЛАВА ТРЕТА

Тази ситуация налага разнообразни мерки, по които Европейската комисия инициира през 2001 г широк дебат (Зелена книга „Към европейска стратегия за гарантиране на енергийните запаси”). Мерките за енергийния сектор трябва да целят по-стабилен поток от енергия, който в крайна сметка укрепва усилията Съюза да гарантира мира, стабилността и просперитета. В това отношение процесът на разширение на Европейския съюз има ключова роля.

- да вземат решение за цялостната енергийна политика с ясни срокове за преструктуриране на сектора;

- да се подготвят за вътрешния енергиен пазар (директивите за Газа и Електричеството; Директивата за електричеството, произведено от възобнпвими енергийни източници);

- да подобрят енергийните мрежи, за да създадат реален европейски пазар;

- да се подготвят за кризисни ситуации;

- да отговарят на социалните, регионални и екологични последици от пре- структурирането;

- да пилеят по-малко енергия и да увеличават използването на възобновима енергия, от вятъра, водната, слънчевата и биомаса, в енергийния си баланс;

- да осигурят безопасността на атомните централи, за да произвеждат електричество в съответствие с високото ниво на ядрена безопасност;

- да гарантират отговорното управление на ядрените отпадъци и да се подготвят за прилагането на защитите на ядрените материали, предвидени от Евратом. Страните кандидатки отбелязаха значителен напредък през изминалите години, като горепосочените въпроси са приложени за тях в различна степен. Това, обаче не е достатъчно и очевидно ще изисква сериозна сума за инвести- ционно финансиране.

Що се отнася до въпроса за атомната енергия, Европейският съюз многкрат- но подчертава значението на високо ниво на ядрена безопасност в страните- кандидатки. През юни 2001 г, Съветът на Европейския съюз обърна внимание на Доклада за ядрената безопасност в контекста на разширяването. Този доклад съдържа препоръки към всички страни-кандидатки да продължат национални- те си програми за подобряване на безопасността, включително безопасното управление на употребени горива и радиоактивни отпадъци, както и по отно- шение на безопасността на техните реактори.

Всички страни-членки отговориха на тези препоръки. През първата половина на 2002 г. специална партньорска проверка на ядрената безопасност оцени напредъка, направен от страните-кандидатки, в прилагането на препо- ръките. Това действие под егидата на Съвета доведе до Доклад за състоянието, публикуван през юни 2002 г. Той достига до общото заключение, че всички страни-кандидатки са поели ясен ангажимент да изпълнят препоръките.

Европейският съюз настоя също за ранното затваряне на някои видове атомни блокове. Словакия се ангажира да затвори два от блоковете на атомната централа Бохунице -V-1 до 2006 и 2008г. На Европейския съвет в Копенхаген беше решено да се подкрепят усилията на Словакия със сумата от Ђ 90 милиона през периода 2004-2006 г. Съюзът призна, че процесът на извеждане от действие ще трябва да продължи и след 2006 г и че тези усилия представляват сериозен финансов товар за Словакия. Решенията за продължаване на помощта на Европейския съюз в тази област след 2006 г ще вземат това положение .

България се ангажира да затвори блокове 1 и 2 на атомната централа Козлодуй до края на 2002 г. Тя също се ангажира да затвори блокове 3 и 4 през 2006 г. Освен това, с оглед на така наречения механизъм на Партньорската проверка под егидата на Съвета, Европейският съюз предостави мандат за провеждането на експертна мисия в България преди окончателното приклучва- не на преговорите.

Българската страна договори преходен период по Директива 68/414/ЕЕC и 98/93 относно изграждането на 90-дневни петролни запаси. Българската страна се ангажира да постигне изискуемото в ЕС ниво на запаси към 31 декември 2012 г. (6-годишен преходен период). Като необходимо условие ЕС постави наличието на съответен закон в националното законодателство, който да регулира и гарантира изграждането на запасите. Съответният закон бе приет от НС през януари 2003 г. В закона са разписани принципите и етапите на нарастване на запасите. Детайлите следва да бъдат разработени в съответните подзаконови нормативни документи. От 2004 г. българската страна следва да предоставя в ЕК месечни информационни съобщения за нарастването на запасите (за някои страни-кандидатки изпълнението на това изискване в продължение на поне 6-месечен период бе поставено като условие за затварянето на главата).

В хода на преговорите по Глава "Енергетика" българската страна пое ангажимент да постигне пълна хармонизация на местното законодателство с Директива 96/92/ЕС относно либерализацията на пазара на електричество. Тези въпроси намират своето конкретно отражение в подготвяния от правителството проект за Закон за енергетиката (2003г.). За създаването на конкурентен вътрешен електроенергиен пазар в съответствие с енергийната стратегия се подготвят промени в следните насоки:

преструктуриране на НЕК-ЕАД в съответствие с изискванията на европейските директиви, с което ще се гарантира независимостта на оператора на преносната мрежа;

въвеждане на пазарни правила за търговия;

развитие на конкурентен пазарен сегмент.

Нормативната уредба към настоящия момент предвижда постепенно преминаване от модела на "единствен купувач" към либерализация на вътрешния пазар на електроенергия чрез осигуряване на възможност за създаване и поетапно разширяване на конкурентен пазар на електроенергия, заместващ сега съществуващия неконкурентен такъв. Поет е също така анга- жимент към 1 януари 2005 г. да бъдат премахнати отклоненията в цените на електроенергията - т. нар. "кръстосано субсидиране", при което стойността на електроенергията за домакинствата служи за субсидиране на доставките на електроенергия за промишлените предприятия по занижени цени. С други думи, цената на електроенергията за промишлени цели ще претърпи коректив.
3.2 Енергийна интензивност на макро секторите
Най-голям дял в крайно енергийното потребление (КЕП) има индустрията. Тя има определящо влияние както за КЕП, така и за крайна енергйна интензивност (КЕИ). Въпреки, че делът на индустрията намалява, той остава значително по-висок от средноевропейското ниво (~29%).

Фиг. 3.1 Индекси на секторите в КЕП за периода 2000-2005 г.

Трайна тенденция към повишаване дела на КЕП и КЕИ се наблюдава в транспорта, който е основният консуматор на течни горива. На фиг. 3.1 е показана динамиката на промяна на индексите на потреблението по сектори в КЕП. От фиг. 3.1 е видно, че през последните две години секторите Транспорт и Бит, а през 2003 г. и сектор Индустрия увеличават потреблението си. Вследствие на високия си дял в КЕП енергийната интензивност на сектор Индустрия е определяща за стойността на КЕИ. Фиг.3.2 илюстрира това влияние.

Фиг. 3.2 Енергийна ефективност по сектори за периода 2000-2005 г.

Коригирана с покупателната способност на лева
От фиг. 3.2 е видно, че след 2000 г. енергийна интензивност (ЕИ) на индустрията продължава нисходящия си тренд. През 2003 г. се появява известно покачване с индекс +8,2 % (по-висок от индекса на КЕИ +7,7%). В ЕИ на услугите и селското стопанство тенденциите са сравнително по-слабо изразени.

На фиг. 3.3 е показана крайната енергийна ефективност за страните - членки на ЕС, новите страни членки и България.

От направените изследвания могат да се направят следните изводи:

- в периода 2001 ЁC 2003 г. е постигнато значително намаляване на енергийната интензивност на българската икономика: за първичната енергийна интензивност (ПЕИ) снижението е 8,6%, а за КЕИ 0,2%.

- за 2003 г. показателите за КЕИ (~0.187 koe/$95p) и ПЕИ (~0.4 koe/$95p) остават значително по-високи от съответните осреднени европейски нива.

- вследствие на възстановяването на националната икономика след 2001 г.

и първично енергйно потребление (ПЕП) след 2003 г. започват плавно да нар- астват.

- сектор „Индустрия“ запазва висок дял в КЕП и играе определяща роля върху енергийната интензивност на икономиката. Трябва да се отдели сериозно внимание на въвеждането на по-ниско енергоемки технологии в промишленото производство.

- в бъдеще трябва да се разглеждат приоритетно мерки за енергийна ефективност (ЕЕ) в бита и особено в транспорта поради бързото нарастване на енергийното им потребление и поради факта, че битовият сектор и част от транспорта не създават добавена стойност. Двата сектора използват над 50 % от КЕП. [9]

Фиг.3.3 Крайна енергийна интензивност за ЕС страните кандидати за членство в ЕС, и България

ните в нея ясни правила при ценообразуването и регулирането на отрасъла създадоха необходимите предпоставки за реално стартиране на процеса на поетапно либерализиране на електроенергийния пазар като елемент от пълното му интегриране към електроенергийния пазар на ЕС.

ма от дейностите по производство и доставка.

Съгласно изискванията на европейските директиви пазарът на електроене- ргия ще се въвежда поетапно по начин, даващ възможност на електропроизводи- телите да имат свободен достъп до преносната и разпределителната мрежа и да договарят пряко с крайни потребители, придобили право за такъв достъп. С приемането на правила за търговия с електрическа енергия, беше осигурена нормативната основа за реалната работа на нерегулирания пазар на електрическа енергия и се създадоха условия за преминаването от търговия при регулирани цени към търговия при свободно договорени цени.

С Решение No ТЕ ЁC 003/30.06.2004 г. на ДКЕР са определени разполагаемостта и техническите параметри за производство на електрическа енергия, в съответствие с които всеки производител може да сключва сделки с привилегировани потребители, търговци на електрическа енергия и други производители при условията на правилата за търговия с електрическа енергия през втората половина на 2004 г.

Двустранните споразумения се договарят свободно между производители и потребители. Диспечерът има предвид споразуменията между производители и потребители, и балансира системата въз основа на предложенията, получени на балансиращия пазар.

Регулираният пазар е организиран чрез „твърди договори“ с обществен доставчик и/или обществен снабдител на регулирани от ДКЕР цени и участъци- те в него не подлежат на балансиране.

Нерегулираният пазар е организиран на основата на свободно договаряне на цените между участниците в рамките на квоти на независимите производите-ли, определяни ежегодно от ДКЕР. Както беше споменато по-горе, пазарният мо-

дел е основан на двустранни договори и балансиращ пазар. Двата сегмента работят при различни условия, но съвместно, като връзката между тях се осъще- ствява от НЕК ЕАД.

През 2002 г. НЕК ЕАД започна подготвителни дейности за дългосрочен период ЁC до края на 2007 г.:

- изграждане на организационната структура на бъдещия пазар на електро- енергия;

- информационно осигуряване на пазарните операции.

В тази връзка е създадено звено, което осигурява техническата и информа- ционната среда за поетапна либерализация на електроенергийния пазар, в съот- ветствие с изискванията на Директива 2003/54/ЕС, като поема постепенно функ- циите на електроенергиен търговски оператор.

С цел балансиране на количествата електроенергия, предоставяни на регу- лирания пазар, се въведоха критерии за потребители, които могат да сключват договори по свободно договорени цени. Най-общо тези условия са регламенти- рани с Наредбата за условията на достъп на привилегировани потребители и независими производители на електроенергия до електропреносната и електро- разпределителната мрежа. Основните изисквания към тези потребители са:

- потребление на определено годишно количество електрическа енергия, което за периода от 01.07.2004 г. до 30.06.2005 г. трябва да съответства на годишна консумация над 40 ГВтч за съответните потребители;

- да нямат необслужвани задължения към електропреносното или електро- разпределителните предприятия.