Ślad węglowy a analiza TCO dla projektowania transformatorów elektrycznych

1. Przegląd

Ze względu na ocieplenie globalne, redukcja emisji gazów cieplarnianych jest kluczowym problemem. Duża część strat w systemach przesyłowych pochodzi z transformatorów elektrycznych. Aby zmniejszyć emisje gazów cieplarnianych w systemach energetycznych, należy zainstalować bardziej wydajne transformatory. Niemniej jednak, bardziej wydajne transformatory często wymagają większej ilości materiałów do produkcji. Aby określić optymalną proporcję strat i kosztu produkcji transformatorów, stosuje się metodę Kosztu Całkowitego Posiadania (TCO). Wzór TCO uwzględnia cenę zakupu (PP) oraz koszt strat w planowanym okresie użytkowania produktu (PPL). Ta metoda uwzględnia cenę strat poprzez czynniki kapitalizacyjne (A, B).

Jednakże ten podejście uwzględnia jedynie bezpośrednie koszty energii transformatorów w trakcie ich planowanego okresu użytkowania. Nie są brane pod uwagę pośrednie wpływy związane z ekologicznymi zasobami, infrastrukturą produkcyjną, instalacją i systemami wsparcia. Na przykład, te produkty elektryczne często są odnawiane i/lub ponownie wykorzystywane po zakończeniu użytkowania. W przypadku transformatorów elektrycznych, 73% zastosowanych materiałów może być recyklingowane, a ten procent może być jeszcze bardziej zwiększony przy użyciu naturalnego oleju izolacyjnego na bazie esterów. Korzyści wynikające z recyklingu i remanufactury materiałów nie są brane pod uwagę.

Ślad węglowy to inny wskaźnik służący do określenia oddziaływania środowiskowego sprzętu elektrycznego w ciągu jego okresu użytkowania. Obecnie nie istnieje powszechnie akceptowana metoda obliczania śladu węglowego sprzętu energetycznego. Różne narzędzia obliczeniowe często dają znacznie różne wyniki. W tym artykule zaproponowano metodę analizy śladu węglowego i zastosowano ją do optymalizacji transformatorów. Wynikowe transformatory porównano z tymi opartymi na metodzie TCO.

2. Metoda Kosztu Całkowitego Posiadania

Wzór TCO reprezentuje koszty cyklu życia produktu od zakupu do ostatecznej likwidacji. Inny często używany termin to Koszt Cyklu Życia (LCC). Głównym celem jest porównanie transformatorów na równych podstawach w celu podjęcia decyzji zakupowych. Standardowa forma metody TCO w fazie składania ofert ma następującą postać:

TCO = PP + A · PNLL + B · PLL    (1)

Gdzie A to współczynnik strat bez obciążenia (€/kW), B to współczynnik strat z obciążeniem (€/kW), PNLL (kW) to straty bez obciążenia transformatora przez cały jego okres życia, a PLL (kW) to straty z obciążeniem transformatora przez cały jego okres życia.

Z perspektywy przedsiębiorstw energetycznych lub przemysłowych i komercyjnych użytkowników, obliczenia TCO różnią się. Procedury oceny strat transformatorów dla przedsiębiorstw energetycznych obejmują zrozumienie i ocenę całkowitych kosztów generowania, przesyłania i dystrybucji strat transformatorów, co prowadzi do skomplikowanych wzorów obliczeniowych. Z drugiej strony, procedury oceny strat transformatorów dla użytkowników przemysłowych i komercyjnych wymagają zrozumienia i oceny cen energii elektrycznej w ciągu planowanego czasu użytkowania transformatora.

A. Szczegóły scenariusza analizy

Współczynniki (A, B) zostały obliczone dla 16MVA transformatora elektrycznego podłączonego do farmy słonecznej (Rysunek 1). Użyliśmy standaryzowanej metody do określenia wartości A i B w naszych obliczeniach.

W tym celu konieczne jest rozwiązanie następującego równania:

3. Analiza śladu węglowego

Naszym celem jest stworzenie metodologii do określenia i porównania optymalnego śladu węglowego (CF) dla transformatorów elektrycznych. "CF mierzy całkowitą ilość emisji dwutlenku węgla bezpośrednio lub pośrednio spowodowanych działalnością lub zgromadzonych w ciągu cyklu życia produktu." Może również reprezentować całkowitą ilość emisji dwutlenku węgla (CO2) i innych gazów cieplarnianych (GHG) związanych z produktem. CF to podzbiór danych objętych bardziej kompleksową Oceną Cyklu Życia (LCA). LCA to międzynarodowo standardyzowana metoda (ISO 14040, ISO 14044) stosowana do oceny obciążeń środowiskowych i zużycia zasobów w ciągu cyklu życia produktu. Dlatego CF to ocena cyklu życia ograniczona wyłącznie do emisji wpływających na zmiany klimatyczne.

Istnieją dwie główne metody obliczania CF: procesowa analiza z dołu (PA) lub top-down analiza wejściowo-wyjściowa (EIO). Procesowa analiza (PA) to podejście z dołu, które uwzględnia oddziaływanie środowiskowe pojedynczego produktu od produkcji do usuwania. Analiza wejściowo-wyjściowa (EIO) opiera się na podejściu z góry do szacowania CF.

Algorytm Atrybutów Produktu do Oddziaływania (PAIA) dostarcza uniwersalnej metody obliczania CF różnych typów produktów elektrycznych, takich jak oświetlenie, maszyny elektryczne obrotowe itp. Ta metoda oblicza CF silników w fazach produkcji, eksploatacji i recyklingu. Jednak metoda PAIA nie została jeszcze zastosowana do oceny CF transformatorów elektrycznych.

Dodatkowo, projekty śladu ekonomicznego są zwykle porównywane dla dowolnie wybranych istniejących projektów (Rysunek 2), a nie dla dwóch optymalnie zaprojektowanych transformatorów. Ze względu na długi okres użytkowania transformatorów elektrycznych, koszty utrzymania związane z rutynową wymianą wymagają dodatkowych części i planowanego czasu postoju. Wszystkie te koszty nie są uwzględnione w fazie składania ofert. Po wdrożeniu zasad Przemysłu 4.0 — predykcyjnego utrzymania — mogą one być obliczone już od samego początku projektowania sprzętu.

3.1 Czynniki kapitalizacyjne

W tym celu czynniki kapitalizacyjne są następujące:

Gdzie r oznacza stopę dyskonta dla inwestycji. Zazwyczaj waha się ona między 5-10%, a my wybraliśmy 6,75% do naszych obliczeń. W tym przypadku, oczekiwana długość życia transformatora (t) wynosi 25 lat. W równaniu (4), p reprezentuje roczne zużycie energii elektrycznej na kW maksymalnego zapotrzebowania. Czynnik zapotrzebowania reprezentuje stosunek maksymalnego zapotrzebowania do nominalnej pojemności transformatora (0,65). Współczynnik odzysku kapitału (f) pokazuje całkowity przyszły koszt rocznych płatności obliczony w bieżącej walucie. Obecna cena energii elektrycznej w Europie Środkowej wynosi 0,05 euro (€/kWh). Czynnik strat obciążenia (LLF) jest zdefiniowany jako stosunek średnich strat mocy w określonym okresie do strat przy maksymalnym zapotrzebowaniu. Czynnik obciążenia (LF) to średnie obciążenie transformatora w ciągu całego cyklu życia, wyrażone jako procentowa wartość średniego do maksymalnego obciążenia. W naszym przypadku, dla elektrowni fotowoltaicznych, LF=25%, co oznacza, że LLF wynosi 0,15625 (Rysunek 1).

Z równań (4,5) można obliczyć czynniki kapitalizacji (A, B). W równaniach (4,5), czynnik 8760 reprezentuje roczne godziny pracy transformatora. W równaniu (B) obliczane są koszty strat obciążenia. Spośród wszystkich transformatorów, najbardziej ekonomiczny i energetycznie efektywny jest ten, który minimalizuje TCO (Rysunek 2).

A. Funkcja celu analizy śladu węglowego

Podobnie jak w formule TCO, można wprowadzić funkcję celu do oceny śladu węglowego (CF) transformatorów energetycznych:

TCO2 = BCP + A* · PNLL + B* · PLL

gdzie TCO2 oznacza obliczony ślad węglowy (g), BCP oznacza ślad węglowy obliczony podczas procesu produkcji maszyny. A* i B* to czynniki kapitalizacji do obliczenia emisji dwutlenku węgla (kg/kW) w planowanym okresie użytkowania transformatora.

Aby obliczyć te analogiczne czynniki kapitalizacji, brane są pod uwagę trzy gazy cieplarniane (GHG): dwutlenek węgla (CO2), metan (CH4) i tlenek azotu (N2O) dla każdego rodzaju paliwa używanego w sieci energetycznej. To dlatego, że jeśli obliczamy przy zerowych emisjach z elektrowni słonecznych, teoretycznie otrzymany transformator miałby minimalną masę i maksymalne straty. Emisje metanu i tlenku azotu są przeliczane na równoważne emisje CO2 przez pomnożenie ich odpowiednimi współczynnikami potencjału globalnego ocieplenia (I):

gdzie ei to czynnik emisji w jednostkach (tCO2/MWh), podczas gdy eCO2,i, eCH4,i i eN2O,i to czynniki emisji dla dwutlenku węgla, metanu i tlenku azotu odpowiednio dla badanego rodzaju paliwa (i), wszystkie w jednostkach (t/GJ). Czynnik 0,0036 służy do konwersji GJ na MWh. Dla paliwa i, ni oznacza sprawność konwersji paliwa i w systemie transmisyjnym (w procentach %), a λi oznacza procent strat mocy dla paliwa i w systemie transmisyjnym. W tym artykule użyto λi = 8% do obliczeń każdego rodzaju paliwa.

Używając danych struktury energetycznej węgierskiej sieci, obliczono wartości A*=425 kgCO2/kW i B*=66,5 kgCO2/kW.

4 Model transformatora

Modelowanie transformatora energetycznego wykorzystuje uproszczoną część aktywną z dwoma zwitkami (rdzeń i zwitki). Ta metoda jest szeroko stosowana w etapach optymalizacji wstępnego projektu, ponieważ wymiary części aktywnej określają ogólną wielkość transformatora. Geometria i właściwości elektryczne transformatora są modelowane za pomocą kluczowych parametrów projektowych. Te założenia są powszechnie akceptowane w przemyśle, zapewniając wystarczającą dokładność w oszacowaniu strat miedzi i rdzenia, jednocześnie znacznie upraszczając różne możliwe konfiguracje rdzenia i zwitków.

Wstępny model transformatora jasno definiuje zewnętrzne granice głównych aktywnych komponentów, co jest wystarczające do wczesnych obliczeń kosztów. Zrozumienie tych kluczowych parametrów projektowych przyspiesza pracę inżynierów, a szczegółowe parametry projektowe mogą być łatwo określone przy użyciu standardowych praktyk (Rysunek 2). Producenci transformatorów w Europie i Ameryce stosują w praktyce metody optymalizacji oparte na metaheurystykach.

5 Metaheurystyczne wyszukiwanie

Model transformatora wykorzystuje programowanie geometryczne rozwiązane algorytmami metaheurystycznymi do rozwiązania matematycznego modelu problemu optymalizacji wstępnego projektu. Dwa czynniki decydują o wyższości rozwiązań programowania geometrycznego. Po pierwsze, nowoczesne solverzy GP oparte na metodzie punktów wewnętrznego obszaru są szybkie i niezawodne. Po drugie, reguły matematycznego modelowania programowania geometrycznego gwarantują, że uzyskane rozwiązanie jest globalnie optymalne. Wyrażenia dla ograniczeń równości i nierówności muszą być reprezentowane za pomocą specjalnych wzorów matematycznych nazywanych monomiami (10) i posynomiami (11).

Gdzie ck>0, parametry α są liczbami rzeczywistymi, a wartości zmiennych x muszą być dodatnie. Problem optymalizacji kosztów dla transformatorów typu skorupowego może być sformułowany w specjalnej formie geometrycznej. Jednak ta metoda matematycznej optymalizacji nie może być stosowana do transformatorów typu rdzeniowego, ponieważ transformatory typu rdzeniowego mają surowe wymagania dotyczące impedancji krótkiego spięcia. Stąd, poprzez połączenie metody GP z metodą branch-and-bound, otrzymano szybką i precyzyjną metodę rozwiązania.

6 Wyniki i dyskusja

A. Specyfikacje techniczne testowego transformatora

Testy optymalizacyjne przeprowadzono na transformatorze mocy 16MVA o stosunku napięć 120kV/20kV. Cele optymalizacji to w pierwszym przypadku całkowity koszt posiadania (TCO) i minimalny ślad węglowy (CF). Częstotliwość sieci wynosiła 50Hz, z wymaganym impedancją krótkiego zwarcia 8,5%. Parametry zostały wybrane zgodnie ze standardami. Wybrano metodę chłodzenia transformatora ONAN, przy temperaturze otoczenia wynoszącej 40°C. Dlatego dopuszczalna granica gęstości prądu w obwodzie głównym została ustawiona na 3A/mm², a dla obwodu zmieniacza połączeń na 3,5A/mm². 

Obwód niskiego napięcia (główny) został zamodelowany jako obwód helikoidalny z CTC (ciągły przestawiany kabel), podczas gdy obwód wysokiego napięcia (sekundarny) został zamodelowany jako obwód dyskowy z dwoma przewodnikami. Ze względu na nasycenie materiału rdzenia i przebiegi nadnapięć w sieci, maksymalna indukcja magnetyczna była ograniczona do 1,7T. Minimalne odległości izolacyjne były wybierane na podstawie reguł empirycznych. Koszt stali elektrycznej wyniósł 3,5€/kg, a koszt materiału obwodowego 8€/kg. Koszt śladu węglowego produkcji stali elektrycznej wyniósł 1,8kgCO2/kg, a miedzi 6,5kgCO2/kg.

Wyniki optymalizacji podsumowano w tabeli 2. Na podstawie wyników można zauważyć, że optymalna wydajność transformatora w przypadku optymalizacji CF jest niższa niż wydajność po analizie TCO. Napięcie na okręcie transformatora jest związane z proporcją miedzi do żelaza, a wartości są prawie identyczne w obu przypadkach. Straty rdzeniowe są stosunkowo niewielkie w obu przypadkach, bez istotnej różnicy. Ze względu na małą LLF elektrowni słonecznych, koszty strat rdzeniowych są względnie wysokie w porównaniu z kosztami strat obciążeniowych. Główna różnica polega na stratach miedziowych, które są znacznie mniejsze niż w przypadku TCO. Ponieważ stosunek cen hutniczych metali nieżelaznych i żelaznych jest wyższy niż stosunek cen materiałów rdzeniowych i miedziowych, a CF zastosowanych materiałów jest względnie wyższy niż CF strat elektrycznych, algorytm optymalizacyjny skłania się ku projektom z mniejszą ilością miedzi, aby zmniejszyć CF transformatora. Ze względu na istotną różnicę między CF cen energii elektrycznej a CF hutniczych metali miedzi i żelaza, algorytm preferuje mniejsze, mniej efektywne projekty w porównaniu z obliczeniami opartymi na TCO.

7 Wniosek

Obecnie nie istnieje gotowa, powszechnie akceptowana metoda określania śladu węglowego transformatorów energetycznych. W erze poekonomicznej, analizy śladu węglowego w literaturze były przeprowadzane na dowolnie wybranych parach transformatorów. Jednak duże transformatory energetyczne są tworzone na zamówienie dla różnych scenariuszy ekonomicznych. Aby porównać zoptymalizowane projekty, przeprowadzono dwa projekty optymalizacyjne w praktycznym przykładzie. W pierwszym przypadku wykonano optymalizację TCO, w drugim przypadku zminimalizowano ślad węglowy transformatora. Wyniki pokazują, że analiza śladu węglowego może prowadzić do transformatorów o niższej wydajności niż tradycyjne metody TCO. Może to być spowodowane tym, że koszty środowiskowe dużych silników są wyższe podczas produkcji niż ich straty w sieci. Dalsze badania mogłyby ocenić wpływ środowiskowy czasu produkcji, konserwacji, użycia nowych rozkładalnych olei izolacyjnych lub recyklingu transformatorów.