Amorficzna przyszłość energetyki

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

Transformator dystrybucyjny z rdzeniem amorficznym

Technologia, która do dzisiaj pozwala osiągać najniższe straty jałowe w transformatorach dystrybucyjnych, powstała ponad 20 lat temu w Stanach Zjednoczonych. Do konstrukcji rdzenia wykorzystano wówczas zupełnie nowy materiał – blachę amorficzną, która swoją niekrystaliczną strukturą bardziej zbliżona jest budową do szkła niż metalu. Efekt był jednak zaskakujący, transformatory z tego typu rdzeniem mają straty czterokrotnie niższe od swoich tradycyjnych odpowiedników. Skala tych strat jest na tyle mała, że urządzenia te bez problemu wypełniają zapisy dość rygorystycznej dyrektywy efektywnościowej Unii Europejskiej, która zacznie obowiązywać dopiero w 2020 roku.

Okiełznać technologię

– Produkcja na masową skalę rozpoczęła się w Stanach Zjednoczonych, w fabryce ABB, oraz w Kanadzie. Technologia była jednak tak trudna do opanowania, że niewielu producentów na całym świecie zdecydowało się rozpocząć produkcję tego typu urządzeń – mówi Andrzej Kapczyński z ABB. – Przez lata w centrach naukowo-badawczych udoskonalano materiał, pracowano nad jego jeszcze lepszymi parametrami i w efekcie dzisiaj mamy czwartą generację blachy amorficznej, choć sama technologia nadal pozostaje bardzo trudna do opanowania.

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 ma wiele niuansów i pułapek, których udało nam się uniknąć, ponieważ korzystaliśmy z ponad 20-letnich doświadczeń naszych kolegów ze Stanów Zjednoczonych – przyznaje Andrzej Kapczyński.

– Taka możliwość pozwoliła nam uniknąć problemów „wieku dziecięcego", dość szybko opanować produkcję i wprowadzić na rynek urządzenia najwyższej klasy. Nasi pracownicy zdobywali potrzebne doświadczenie odbywając praktyki na liniach produkcyjnych w amerykańskiej fabryce należącej do Grupy ABB. Łódzkie transformatory amorficzne niemal od razu podbiły polski rynek. 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.

Zobacz film z Fabryki Transformatorów w Łodzi

Opłacalna inwestycja

Zainteresowanie transformatorami amorficznymi jest duże, ponieważ ich instalacja w sieciach dystrybucyjnych pozwala na znaczące oszczędności energii, tracone właśnie w ramach strat jałowych urządzenia. 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.

– Kryterium zakupu transformatora biorąc pod uwagę cenę skapitalizowaną, a więc cenę zakupu i koszt eksploatacji, jest powszechnym kryterium stosowanych w energetyce zachodnioeuropejskiej – mówi Sławomir Cybulski z ABB. – W naszej rodzimej branży taki system liczenia kosztów inwestycji stosuje tylko jedna grupa energetyczna. Są jednak techniczne możliwości obniżenia kosztów wyprodukowania niskostratnego urządzenia. Tu jednak również pokutują zaszłości, których koledzy energetycy na zachód od Odry dawno już się wyzbyli.
– Koszt transformatora amorficznego, który jest wyższy z racji zastosowanego materiału na rdzeń, można obniżyć stosując uzwojenia aluminiowe zamiast miedzianych – tłumaczy Andrzej Kapczyński. – ABB proponuje takie rozwiązania, bo biorąc pod uwagę barierę kosztową okazuje się, że za zbliżone pieniądze można kupić transformator amorficzny z innym uzwojeniem.

Tu jednak pokutuje przekonanie, że połączenia aluminiowe – głównie pomiędzy uzwojeniem a izolatorami – są znacznie gorszej jakości. Aluminium ma tendencje do „płynięcia", więc z biegiem czasu powstają luzy, pojawiała się podwyższona temperatura, a w efekcie następowało przepalenie połączenia. Stąd niechęć, bo połączenia miedziane wolne były od tej przypadłości.
– To technologiczny defekt, którego historia sięga kilkudziesięciu lat wstecz – przyznaje Sławomir Cybulski. – Jednak od kilkunastu lat stosuje się zupełnie nowe techniki połączeń aluminium i problem ten już nie występuje. Nasi energetycy nie chcą jednak się przekonać, choć ich koledzy z Włoch, Niemiec czy Francji już od dawna wykorzystują możliwość obniżenia ceny transformatora dzięki zastosowaniu aluminium. Najlepszym przykładem jest tu francuski EDF, który od dłuższego czasu kupuje tylko urządzenia z aluminiowymi uzwojeniami, dzięki temu podobny budżet pozwala im inwestować w nowoczesne i efektywne rozwiązania, na przykład rdzenie amorficzne.

Więcej o zastosowanych technologiach >
Portal transformatorów ABB >