Straty jałowe w transformatorach Tier 2. Żelazo, ciepło i kondensatory, czyli ukryty koszt, którego nikt nie widzi.

Wyobraź sobie kuchenny kran, który kapie raz na kilka sekund.

Przez tydzień ignorujesz hałas. Przez miesiąc przestajesz go słyszeć.

Po roku okazuje się, że zapłaciłaś rachunek za wodę, który nijak nie pasuje do realnego zużycia.

Straty jałowe w transformatorach działają podobnie. Transformator wpięty w sieć pobiera energię nawet wtedy, gdy po stronie niskiego napięcia nie ma żadnego obciążenia. To oddech rdzenia. To magnetyzacja blach. To ciepło, które cicho ucieka i zamienia się w koszt pracy instalacji.

Tier 2 zaostrzył wymagania dotyczące strat i sprawił, że te różnice można wreszcie mierzyć obiektywnie. To dobra wiadomość dla inwestorów, wykonawców, projektantów i zarządców aktywów, o ile wiedzą, które liczby mają znaczenie i jak je czytać. W tym tekście podajemy to na tacy.

Jeżeli szukasz konkretów, dostaniesz tu wzory, progi z regulacji, przykłady liczbowych kalkulacji oraz praktyczne wskazówki jak czytać karty katalogowe i raporty z badań według IEC.

Pokażemy, kiedy różnica kilkuset watów w P0 jest grą wartą świeczki, a kiedy lepiej dołożyć do lepszej blachy, większego rdzenia lub innego medium izolacyjnego, bo całe TCO spadnie już w pierwszych latach pracy.

Wyjaśnimy także rolę kondensatorów. Zdradzę od razu puentę. Kondensatory nie zmniejszają strat jałowych rdzenia, ale potrafią obniżyć prądy w sieci i poprawić bilans strat obciążeniowych oraz kar umownych za cosφ.

Co znajdziesz w środku. Najpierw krótko i po ludzku wyjaśniam, czym są straty jałowe i z czego wynikają. Potem porządkujemy wymagania Tier 2 w Unii Europejskiej i pokazujemy, co realnie zmieniają tabele dopuszczalnych strat.

Następnie przechodzimy do pieniędzy. Liczymy, ile kosztuje każdy dodatkowy kilowat P0 w skali roku i w horyzoncie dwudziestu pięciu lat.

Wreszcie sprawdzamy, gdzie i kiedy kondensatory robią różnicę oraz jak je dobrać, aby nie wejść w rezonans i nie pogorszyć sytuacji.

Czas czytania. Około 10 minut

Czym są straty jałowe i dlaczego występują zawsze

Zacznijmy od podstaw.

Straty jałowe P0 to moc tracona przez transformator wtedy, gdy jest on zasilony napięciem znamionowym, a uzwojenie wtórne nie jest obciążone.

Mówiąc obrazowo, to cena samego faktu, że rdzeń jest magnesowany polem o częstotliwości pięćdziesięciu herców. W skład P0 wchodzą przede wszystkim straty w blachach rdzeniowych.

Są dwa główne mechanizmy.

Histereza, czyli energia potrzebna do przeprowadzania materiału przez pętlę namagnesowania, oraz prądy wirowe, czyli maleńkie obwody prądowe powstające w płaszczyźnie blachy, które rozpraszają energię w formie ciepła.

W praktyce P0 jest w dużej mierze stałe od jałowego do pełnego obciążenia przy zasilaniu liniowym, ponieważ rdzeń widzi praktycznie to samo napięcie i częstotliwość. To dlatego mówi się na nie potocznie straty żelaza. Definicję pomiaru P0 w stanie bez obciążenia i przy napięciu znamionowym znajdziesz w IEC 60076 część 1 i 7.

Dlaczego to jest koszt stały?

Bo transformator w prawdziwym życiu rzadko jest wyłączany.

W stacjach SN, na farmach PV, w data center oraz w przemysłowych rozdzielniach pracuje dobowo. To oznacza 8760 godzin w roku, w których każde dodatkowe 100 watów P0 zużywa 876 kilowatogodzin energii.

W horyzoncie dwudziestu pięciu lat mówimy o 21 900 kilowatogodzin tylko z tego nadmiarowego ułamka kilowata.

Jeśli kwota za energię i opłaty dystrybucyjne wynosi razem około 0,5 zł za kilowatogodzinę, to różnica 100 watów kosztuje około 10 950 zł w całym cyklu życia.

Warto zatem pamiętać poręczny skrót. Jeden dodatkowy kilowat strat jałowych to około 8760 kilowatogodzin rocznie. Ten współczynnik jest bezlitosny.

Skąd biorą się różnice P0 między transformatorami.

Najkrótsza odpowiedź brzmi. Z jakości i klasy blachy, z technologii cięcia i składania rdzenia, z wielkości rdzenia oraz z indukcji roboczej przyjętej przez projektanta.

Wyższa jakość materiału i większy rdzeń to niższe straty jałowe, ale też wyższa masa i cena zakupu. Dlatego prawdziwa decyzja nie brzmi kupić taniej czy drożej, tylko jak zoptymalizować całkowity koszt posiadania w danym profilu pracy. W Tier 2 producenci musieli zbić progi strat. W efekcie wiele nowoczesnych traf ma P0 wyraźnie poniżej odpowiednich limitów tabelarycznych. O tych limitach w następnym rozdziale.

A jak mają się kondensatory do P0?

To pytanie kusi, aby znaleźć tani trik.

Niestety kondensatory nie wpływają na straty w rdzeniu, ponieważ P0 jest determinowane przez materiał, geometrię i wartość napięcia oraz częstotliwości. Kondensacja mocy biernej obniża prądy w liniach i w uzwojeniach, co może poprawić bilans strat obciążeniowych i kary za cosφ, ale nie zmniejsza komponentu P0. Do roli kondensatorów wrócimy szerzej w dedykowanej sekcji, razem z ryzykiem rezonansu i doborem mocy.

Pytanie kontrolne dla praktyków

Jeżeli różnica cenowa między dwoma trafami wynosi kilkanaście tysięcy złotych, ale wersja droższa ma o 300 watów mniejsze P0, to które rozwiązanie jest tańsze po pięciu latach pracy w instalacji działającej przez cały rok.

W wielu przypadkach już po trzecim roku droższy transformator wychodzi na zero, a po piątym zaczyna realnie zarabiać.

Tier 2 w praktyce. Co zmieniły unijne tabele strat i jak ich używać

Regulacje Ecodesign dla transformatorów w Unii Europejskiej uporządkowały temat strat.

Najpierw wszedł etap pierwszy, czyli Tier 1, obowiązujący od 1 lipca 2015. Następnie od 1 lipca 2021 weszły ostrzejsze limity znane jako Tier 2. Dotyczą one między innymi maksymalnie dopuszczalnych strat jałowych P0 i strat obciążeniowych Pk dla transformatorów średniej mocy do 3150 kVA, z rozróżnieniem na konstrukcje olejowe i suche.

Regulacja wymaga także podawania w dokumentacji ratingu mocy, P0, Pk oraz wskaźnika PEI tam, gdzie dotyczy. Dzięki temu łatwiej porównywać oferty wprost z tabelą normatywną zamiast polegać wyłącznie na deklaracjach marketingowych.

Jak czytać tabelę i nie zgubić się w oznaczeniach.

Weźmy przykład transformatora trójfazowego o mocy 2000 kVA z uzwojeniem wysokiego napięcia do 24 kV i niskiego do 1,1 kV.

Dla takiej konfiguracji tabela dla jednostek olejowych pokazuje maksymalne straty jałowe Tier 2 na poziomie około 1,305 kW. W przypadku konstrukcji suchych odpowiednia tabela dla tej samej mocy dopuszcza P0 Tier 2 około 2,34 kW.

W praktyce wartości dopuszczalne różnią się z zestawieniem napięć i specyficznymi przypadkami, na przykład dla uzwojeń 36 kV lub dla wykonania dwu-napięciowego istnieją współczynniki korygujące, które podnoszą dopuszczalne limity.

To bardzo ważne, aby porównywać oferty w tej samej klasie napięciowej i z tymi samymi założeniami co do konstrukcji. W przeciwnym razie porównujemy gruszki z jabłkami

Co z jednostkami powyżej 3150 kVA?

Dla większych traf regulacja operuje przede wszystkim minimalnymi wartościami wskaźnika szczytowej sprawności PEI. To nie znaczy, że P0 przestaje być ważne.

Wręcz przeciwnie. PEI zależy zarówno od P0, jak i Pk oraz punktu obciążenia, przy którym sprawność jest maksymalna.

W dokumentacji powinien się znaleźć zarówno PEI, jak i moc, przy której występuje. Jeżeli masz wątpliwości, żądaj od producenta pełnego arkusza danych z pomiarów i sposobu przeliczeń według IEC.

Od regulacji do pieniędzy

Teraz najprzyjemniejsza część, bo liczby upraszczają decyzje.

Załóżmy, że rozważasz dwa transformatory w tej samej klasie napięciowej i o tej samej mocy. Jeden ma P0 równe 2,0 kW, drugi ma P0 równe 2,6 kW, czyli wciąż mieści się w dopuszczalnym limicie dla danej konfiguracji, ale jest o 0,6 kW gorszy.

Różnica zużycia energii z tytułu strat jałowych to około 0,6 kW razy 8760 godzin, czyli 5256 kilowatogodzin rocznie.

Przy cenie całkowitej 0,5 zł za kilowatogodzinę płacisz około 2628 zł każdego roku tylko za tę różnicę. W ciągu dwudziestu pięciu lat to już około 65 700 zł.

Jeżeli droższy transformator ma lepsze blachy i przez to jest cięższy i kosztuje więcej w transporcie, to i tak bardzo często całe TCO spadnie znacząco, szczególnie tam, gdzie transformatora się nie wyłącza. Brzmi prosto, bo takie jest, ale dopiero Tier 2 sprawił, że te porównania są powtarzalne i policzalne.

Dlaczego inwestorzy czasem przeceniają Pk kosztem P0

Straty obciążeniowe Pk bolą w dni słoneczne i w szczytach produkcji, więc są bardziej widoczne w raportach. P0 tymczasem robi swoje po cichu każdego dnia, także w okresach postoju i poza sezonem. Jeżeli instalacja pracuje w trybie ciągłym, każda nadwyżka P0 to pewny koszt.

Warto więc rozdzielić dwie strategie. Dla obiektów o dużej zmienności obciążenia należy zoptymalizować Pk oraz regulację napięcia i chłodzenie. Dla obiektów, które żyją siedem dni w tygodniu, trzeba dodatkowo mocniej dociążyć analizę P0, bo to on decyduje o rachunku bazowym. Dokumenty IEC definiują pomiar P0 w sposób powtarzalny, a Ecodesign wymusza przejrzystość danych w kartach katalogowych i na tabliczkach znamionowych.

Dygresja o jakości danych

Zdarza się, że w ofertach widzisz zapis typu P0 ≤ 2600 W. Taki zapis nie mówi, co producent faktycznie osiąga w badaniach. Wymagaj liczb z przecinkiem i raportów z prób typu według IEC 60076. To nie jest uszczypliwość wobec producentów, tylko normalna praktyka zakupowa przy aktywach, które zostają z Tobą na dekady.

Dlaczego 5 kW różnicy to setki tysięcy złotych w 25 lat

Straty jałowe a portfel inwestora

Z punktu widzenia inwestora czy zarządcy aktywów, każda liczba w tabeli strat przekłada się na pieniądze. Wyobraź sobie transformator o mocy 2000 kVA, którego straty jałowe wynoszą 15 kW. Drugi producent oferuje podobny transformator, ale z P0 = 20 kW. Pięć kilowatów różnicy wygląda na papierze jak detal. W praktyce jest to dodatkowe 5 kW pobierane przez 8760 godzin rocznie, czyli 43 800 kilowatogodzin energii, której nikt nie użył, a za którą trzeba zapłacić.

Kalkulacja w horyzoncie 25 lat

Przy cenie 0,5 zł za kWh, różnica wynosi 21 900 zł rocznie. Po 25 latach robi się 547 500 zł. To nie jest abstrakcja. To równowartość nowego samochodu elektrycznego, dodatkowego trackeru dla paneli na farmie PV albo dodatkowego roku budżetu serwisowego dla całej stacji transformatorowej.

Dlaczego w przetargach o tym zapominamy?

Bo większość uwagi skupia się na cenie zakupu transformatora i kosztach transportu czy fundamentu. Straty jałowe giną w tabeli wśród dziesiątek innych parametrów. W dodatku handlowcy często wpisują zapis „≤20 kW” bez podania konkretnej wartości zmierzonej. To trochę jak kupować auto z informacją, że „spali nie więcej niż 10 l/100 km”. Niby jest w normie, ale realnie może spalić 7 albo 9,9. Różnica przez lata będzie ogromna.

Wniosek

Niewielka różnica w P0 to nie detal – to pieniądze, które uciekają systematycznie. Każdy, kto porównuje oferty, powinien zamienić waty na złotówki w horyzoncie 20–30 lat i dopiero wtedy podjąć decyzję.

Rola kondensatorów – ukryty sprzymierzeniec czy zbędny balast?

Kondensatory a straty jałowe

Na początek obalmy mit. Kondensatory nie zmniejszają strat jałowych rdzenia. P0 wynika z fizyki żelaza, a nie z przepływów mocy biernej. Można je obniżyć tylko poprawiając materiał rdzenia, jego masę lub technologię wykonania.

Gdzie kondensatory naprawdę działają

Kondensatory odgrywają istotną rolę w kompensacji mocy biernej. Poprawiają współczynnik mocy cosφ, dzięki czemu zmniejszają prądy w przewodach i w uzwojeniach transformatora. To z kolei ogranicza straty obciążeniowe (Pk), które są proporcjonalne do kwadratu prądu. Innymi słowy: nie ruszą P0, ale mogą zauważalnie poprawić bilans strat całej instalacji.

Ile mocy kondensatora potrzeba?

To zależy od profilu odbioru i od charakteru obciążenia. Jeżeli stacja SN zasila odbiory z dużą ilością silników indukcyjnych, trzeba kompensować kilkaset kvar. W farmach PV czy magazynach energii wartości bywają mniejsze, ale wciąż istotne – rzędu 50–200 kvar. Zasada jest prosta: kondensatory powinny być dobrane tak, aby utrzymać cosφ na poziomie wymaganym przez operatora systemu dystrybucyjnego, zwykle powyżej 0,95.

Pułapka rezonansu

Trzeba uważać, by kompensacja nie weszła w rezonans z harmonicznymi w sieci. Zdarza się, że kondensatory zamiast pomagać, pogarszają sytuację i prowadzą do przepięć lub przegrzewania. Dlatego w nowoczesnych stacjach stosuje się baterie kondensatorów z dławikami tłumiącymi albo aktywne kompensatory mocy biernej.

Kondensatory a strategia inwestora

Czy warto inwestować w kondensatory? Tak, ale nie jako magiczne rozwiązanie na P0. Ich rola to obniżenie strat obciążeniowych, poprawa jakości energii i uniknięcie kar od operatora sieci. W dobrze dobranym układzie kondensatory mogą zmniejszyć całkowite straty energii nawet o 5–10 procent i poprawić efektywność ekonomiczną transformatora, szczególnie przy dużych obciążeniach indukcyjnych.

Jak czytać karty katalogowe i oferty producentów

„≤30 kW” kontra „dokładnie 28,7 kW”

Na pierwszy rzut oka oba zapisy wyglądają poprawnie. Problem w tym, że zapis z „≤” daje producentowi duży margines – realnie transformator może mieć straty jałowe zarówno 19, jak i 29,9 kW. W obydwu przypadkach spełnia normę, ale różnica w kosztach eksploatacji to dziesiątki tysięcy złotych. Dlatego zawsze wymagaj konkretnej wartości z przecinkiem. To nie kaprys – to standardowa praktyka inżynierska.

Raporty z badań typu IEC

Karta katalogowa to jedno, a raport z badań zgodny z IEC 60076 to drugie. Raport pokazuje rzeczywiste zmierzone wartości strat, a nie tylko deklaracje producenta. W przetargach i odbiorach technicznych warto zażądać takich dokumentów. To trochę jak żądać wyników badań spalania od producenta auta – tylko wtedy masz pewność, że dane są prawdziwe.

Pułapki językowe i marketingowe

W ofertach spotkasz określenia typu „zoptymalizowany rdzeń”, „innowacyjna konstrukcja” czy „energooszczędny design”. Brzmi dobrze, ale dopóki nie ma twardej liczby P0, to tylko marketing. Patrz zawsze na tabelę strat, a nie na przymiotniki.

Jak porównywać oferty krok po kroku

1. Wybierz transformatory o tej samej mocy znamionowej i napięciach.

2. Zestaw w tabeli wartości P0 i Pk z dokładnością do watów.

3. Przemnóż różnice przez 8760 godzin w roku i stawkę za energię.

4. Przelicz wynik na 25–30 lat pracy.

5. Zestaw sumę z różnicą cenową między transformatorami.

Ten prosty algorytm pokazuje, że „droższe na początku” bardzo często oznacza „tańsze w całym cyklu życia”.

Mit cięższego transformatora – czy zawsze cięższy znaczy lepszy?

Więcej żelaza = mniej strat?

W wielu rozmowach technicznych krąży mit, że transformator im cięższy, tym lepszy. Jest w tym ziarno prawdy. Większy rdzeń i więcej blachy pozwalają obniżyć indukcję roboczą i straty jałowe. Ale cięższy transformator to także większe koszty transportu, fundamentów i montażu.

Przykład porównawczy

Załóżmy, że mamy dwa transformatory 2500 kVA. Pierwszy waży 6,5 tony i ma straty jałowe 5,8 kW. Drugi waży 7,5 tony, a jego P0 to 5,1 kW. Różnica 0,7 kW oznacza około 6130 kWh rocznie oszczędności. Przy cenie 0,5 zł/kWh to 3065 zł rocznie. W ciągu 25 lat to 76 625 zł. Pytanie brzmi: czy dodatkowy koszt transportu i fundamentu dla cięższego transformatora przewyższy te oszczędności? Często nie – ale trzeba to policzyć.

Kiedy lekki wygrywa z ciężkim

Jeśli inwestycja wymaga montażu w trudno dostępnym miejscu, gdzie transport i dźwig to ogromny koszt, lżejszy transformator może być korzystniejszy mimo wyższych strat. Szczególnie w prefabrykowanych stacjach transformatorowych, gdzie liczy się mobilność i ograniczona przestrzeń, ciężar ma realne znaczenie.

Cięższy nie zawsze znaczy lepszy. Zamiast oceniać po tonach, trzeba oceniać po bilansie całkowitych kosztów posiadania – CAPEX plus OPEX. Wtedy okazuje się, że czasem bardziej opłaca się dołożyć 100 kg blachy, a czasem – zoptymalizować logistykę i fundamenty.

Straty jałowe to nie detal, lecz strategiczna decyzja

Straty jałowe w transformatorach nie są „drobnostką w tabeli”. To stały koszt, który działa dzień i noc, bez względu na obciążenie. Normy Tier 2 wymusiły większą przejrzystość, ale dopiero świadome podejście inwestora, projektanta i zarządcy aktywów sprawia, że te liczby przekładają się na realne oszczędności.

Pokazaliśmy, że różnica 1 kW strat jałowych to blisko 9 MWh rocznie.

W perspektywie 25 lat oznacza to setki tysięcy złotych, które mogą zostać w budżecie albo zniknąć niezauważalnie w rachunkach. Omówiliśmy także rolę kondensatorów. To nie jest narzędzie do obniżenia P0, lecz kluczowy element w kompensacji mocy biernej i stabilizacji pracy całej instalacji.

Dobrze dobrane układy kondensacyjne pozwalają zmniejszyć straty obciążeniowe, uniknąć kar od operatora sieci i poprawić ekonomikę działania transformatora.

Dla inwestora najważniejsza lekcja jest prosta: patrz na całkowity koszt posiadania (TCO), a nie tylko na cenę zakupu.

Karty katalogowe trzeba czytać krytycznie, żądać raportów z badań IEC i przeliczać waty na złotówki. Ciężar transformatora, jego cena czy gabaryt to tylko część układanki. Dopiero zsumowanie wszystkich elementów daje prawdziwy obraz.

Nasze podejście

W Energeks od lat projektujemy i dostarczamy transformatory średniego napięcia, prefabrykowane stacje transformatorowe i rozdzielnice. W naszej ofercie znajdziesz transformatory Tier 2 średnionapięciowe transformatory olejowe, jak i transformatory suche, zaprojektowane tak, aby zoptymalizować straty jałowe i obciążeniowe w całym cyklu życia urządzenia. Wspieramy naszych partnerów na każdym etapie realizacji projektu – od koncepcji, przez dobór odpowiedniego transformatora, aż po uruchomienie i serwis.

Jeśli szukasz partnera, który nie tylko dostarczy transformator, ale pomoże Ci realnie policzyć i zoptymalizować koszty w perspektywie dekad – zapraszamy do rozmowy.

Dołącz także do społeczności Energeks zrzeszającej pasjonatów i porfesjonalistów energetyki na LinkedIn.

Źródła:

EUR-Lex. Commission Regulation EU No 548/2014/ Loss Tables Tier 1 i Tier 2.

IEC 60076. Definitions of no-load loss measurement and test principles.

Schneider Electric. Transformer reactive power compensation and the role of capacitors.