1 dr inŜ. ElŜbieta Niewiedział dr inŜ. Ryszard Niewiedział

dr inŜ. ElŜbieta Niewiedział
dr inŜ. Ryszard Niewiedział
Politechnika Poznańska
Instytut Elektroenergetyki
ANALIZA JEDNOSTKOWYCH KOSZTÓW TRANSFORMACJI
W TRANSFORMATORACH ROZDZIELCZYCH SN/nn
ZauwaŜalny wzrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną pociąga za sobą
rozwój
sieci
elektroenergetycznych
o
róŜnych
poziomach
napięć
znamionowych.
Podstawowymi elementami sieci są linie napowietrzne i kablowe oraz zainstalowane
w stacjach transformatory. Transformatory rozdzielcze SN/nn stanowią najliczniejszą grupę
jednostek transformatorowych. Na podstawie danych zamieszczonych w kolejnych
rocznikach Agencji Rynku Energii Statystyka Elektroenergetyki Polskiej, w tabelach 1 i 2
zestawiono dla ostatniego dziesięciolecia (lata 1996÷2005) ogólną liczbę transformatorów,
liczbę
transformatorów
rozdzielczych
SN/nn
oraz
sumaryczną
moc
wszystkich
transformatorów i transformatorów rozdzielczych SN/nn. Analizując prezentowane dane
liczbowe moŜna stwierdzić, Ŝe transformatory rozdzielcze SN/nn stanowią 98,7% ogólnej
liczby
zainstalowanych
transformatorów.
Roczny
przyrost
liczby
transformatorów
rozdzielczych na poziomie 1,31% jest praktycznie taki sam jak całej populacji krajowych
transformatorów (1,30%). Biorąc pod uwagę moce znamionowe eksploatowanych jednostek,
to moce transformatorów rozdzielczych SN/nn stanowią ponad 30% sumarycznej mocy
wszystkich transformatorów. NaleŜy przy tym zauwaŜyć, Ŝe średni roczny przyrost mocy
transformatorów rozdzielczych SN/nn na poziomie 2,11% jest wyŜszy niŜ odpowiadający
wskaźnik dla wszystkich krajowych transformatorów (1,39%). W wyniku tego wzrasta
wartość średniej mocy transformatora rozdzielczego SN/nn od 160 kVA w roku 1996 do
172 kVA w roku 2005. Z analiz szczegółowych Autorów, prezentowanych m.in. w [1, 2]
wynika, Ŝe w roku 2005 średnia moc transformatora rozdzielczego SN/nn w stacji miejskiej
wynosiła 331 kVA, a w stacji wiejskiej – 102 kVA.
Transformatory podczas pracy wywołują straty mocy, które są sumą strat jałowych
∆P0 (tzw. strat w Ŝelazie, niezaleŜnych od obciąŜenia transformatora) i strat obciąŜeniowych
∆Pk (tzw. strat w miedzi, zaleŜnych od obciąŜenia). Wartości strat znamionowych dla
transformatorów są podawane przez producenta jako wartości maksymalne o sprecyzowanej
tolerancji. Wcześniejsze opracowania europejskie [3] określały poziom dopuszczalnych strat
1
mocy w transformatorach jako wydajność energetyczną. W tabeli 3 zestawiono poziomy
wydajności (róŜne dla strat jałowych i obciąŜeniowych) dla olejowych transformatorów
rozdzielczych.
Tabela 1. Ogólna liczba transformatorów i liczba transformatorów rozdzielczych SN/nn
Rok
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Średni przyrost
ogółem
214 175
217 001
219 474
222 535
225 836
228 210
228 440
230396
238 936
240 554
1,30%
Transformatory
SN/nn (TR)
211 346
214 158
216 637
219 653
222 958
225 331
225 714
227 520
235 991
237 595
1,31%
Udział TR
0,987
0,987
0,987
0,987
0,987
0,987
0,988
0,987
0,988
0,988
---
Tabela 2. Sumaryczna moc transformatorów i suma mocy znamionowych transformatorów
rozdzielczych SN/nn
Rok
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Średni przyrost
Transformatory
ogółem
SN/nn
111 819
33 859
113 260
34 816
114 634
35615
116 628
36 384
118 772
37 612
120 120
38 354
122 339
38 627
122 716
38 968
125 353
40 375
126 629
40858
1,39%
2,11%
Udział TR
Średnia moc TR
0,303
0,308
0,311
0,312
0,317
0,319
0,316
0,317
0,322
0,323
---
160,2
162,6
164,4
165,6
168,7
170,2
171,1
171,3
171,1
172,0
0,79%
Tabela 3. Poziomy wydajności energetycznej transformatorów wg [3]
Straty
obciąŜeniowe
Straty
jałowe
Symbol
Poziom
Symbol
Poziom
B
+(20 ... 30)%
A
baza
C
– (15 ... 20)%
A’
baza
B’
– (15 ... 25)%
C’
–35%
Klienci, czyli późniejsi uŜytkownicy transformatorów, dysponując poziomami
wydajności energetycznej, mogli dokonać wyboru pomiędzy trzema poziomami strat stanu
jałowego i trzema poziomami strat przy obciąŜeniu. Ogólnie jest zatem dziewięć moŜliwych
kombinacji – od najniŜszej wydajności (B-A’) do najwyŜszej (C-C’) – co moŜna rozumieć
2
jako zabezpieczenie praktycznie wysokiego standardu wydajności energetycznej dla
transformatorów rozdzielczych.
Opracowanie [3] podaje pięć preferowanych kombinacji
poziomów strat mocy w transformatorach: podstawowy A-A’, a następnie B-B’, A-C’, C-B’,
C-C’, przy czym przewidywano rozszerzenie powyŜszej listy o poziomy D i E oraz D’ i E’.
Innym rozwiązaniem powodującym zmniejszenie strat w transformatorze jest
zastosowanie amorficznego rdzenia. Transformatory rozdzielcze budowane z rdzeniami ze
stali amorficznej mogą osiągać ponad 70% zmniejszenie strat jałowych, w porównaniu
z najlepszymi konwencjonalnymi konstrukcjami. Pomimo tego, według opublikowanych
danych [3], europejskie doświadczenie w produkcji i instalacji transformatorów rozdzielczych
ze stali amorficznej w Unii Europejskiej jest bardzo niewielkie.
Projekt normy europejskiej z 2005 roku [4] wprowadza zmiany w klasyfikacji
transformatorów rozdzielczych SN/nn z punktu widzenia poziomów strat obciąŜeniowych
i jałowych. W dokumencie tym podane są konkretne wartości liczbowe:
znamionowych strat obciąŜeniowych, w tym:
•
cztery poziomy Dk, Ck, Bk, Ak dla transformatorów o górnym napięciu Um ≤ 24 kV,
•
trzy poziomy Ck36, Bk36, Ak36 dla transformatorów o górnym napięciu Um = 36 kV,
strat jałowych, w tym:
•
pięć poziomów E0, D0, C0, B0, A0 dla transformatorów o górnym napięciu Um ≤ 24
kV,
•
trzy poziomy C0_36, B0_36, A0_36 dla transformatorów o górnym napięciu Um = 36 kV.
Wzorując się na klasyfikacji przedstawionej w tabeli 3 oraz wykorzystując dane
liczbowe z projektu normy [4], opracowano aktualną wersję klasyfikacji poziomów strat
obciąŜeniowych i jałowych dla transformatorów o górnym napięciu znamionowym Um ≤ 24
kV i mocach znamionowych 100÷630 kVA, którą przedstawiono w tabeli 4. Jako wartości
bazowe przyjęto straty obciąŜeniowe na poziomie Ck (odpowiadające poziomowi
oznaczonemu poprzednio A) i straty jałowe na poziomie E0 (odpowiadające poziomowi
oznaczonemu poprzednio A’). Porównanie zestawionych w tabelach 3 i 4 wartości
liczbowych wskazuje na duŜe podobieństwo obu klasyfikacji.
DuŜa róŜnorodność typów i mocy znamionowych transformatorów wskazują na
konieczność przeprowadzania analiz, w wyniku których będzie moŜna dobrać optymalną
jednostkę transformatorową dla konkretnych warunków obciąŜenia. Optymalna jednostka to
taka, która pozwoli nie tylko na transformację odpowiedniej mocy przy minimalnych stratach
mocy i energii elektrycznej, ale zagwarantuje minimalne koszty transformacji w całym
3
okresie eksploatacji transformatora. Koszty te obejmują tak nakłady inwestycyjne jak i koszty
eksploatacyjne stałe oraz zmienne.
Tabela 4. Poziomy strat obciąŜeniowych i jałowych transformatorów o górnym napięciu
znamionowym Um ≤ 24 kV i mocach znamionowych 100÷630 kVA
Straty
obciąŜeniowe
Symbol
Dk
Ck
Bk
Ak
-
Poziom
+(23÷32)%
Baza
–(15÷17)%
–(28÷29)%
-
Straty
jałowe
Symbol
E0
D0
C0
B0
A0
Poziom
Baza
–(18÷21)%
–(32÷35)%
–(43÷45)%
–(53÷55)%
Referat stanowi próbę wskazania optymalnej jednostki transformatorowej, spośród
transformatorów o tej samej mocy znamionowej lecz róŜnych poziomach wydajności
energetycznej, przy zadanych warunkach obciąŜenia oraz rzeczywistych nakładach
inwestycyjnych i cenach energii elektrycznej. Opracowana metodyka porównuje jednostkowe
koszty transformacji róŜnych transformatorów przy róŜnych wskaźnikach i przebiegach
obciąŜenia transformatora oraz danych „kosztowych”.
Praktyczne zastosowanie metody zilustrowano porównując cztery następujące serie
produkowanych transformatorów o mocy znamionowej Sn = 400 kVA, róŜniących się
poziomami wydajności energetycznej:
seria podstawowa (o stratach standardowych) – umowny symbol T – odpowiadająca
klasie A – A’ (Ck – D0),
seria o optymalnych stratach – umowny symbol TE – odpowiadająca klasie B – A’
(Dk – C0),
seria o obniŜonym poziomie strat jałowych – umowny symbol TL – odpowiadająca klasie
A – B’ (Ck – B0),
seria o obniŜonym poziomie strat jałowych i obciąŜeniowych – umowny symbol TU –
odpowiadająca klasie C – C’ (Ak – A0).
Wartości znamionowych strat jałowych i obciąŜeniowych analizowanych transformatorów
zestawiono w tabeli 5. W tabeli podano równieŜ względne nakłady inwestycyjne
transformatorów odniesione do nakładu transformatora serii podstawowej.
Tabela 5. Znamionowe straty jałowe i obciąŜeniowe oraz względne nakłady inwestycyjne
analizowanych transformatorów
Moc
znamionowa
Dane
wejściowe
400 kVA
∆P0 [kW]
∆Pk [kW]
Kn [%]
Transformator
TE
TL
0,65
0,53
5,25
4,10
T
0,72
4,10
100
90
4
126
TU
0,46
3,20
166
Ocena sprawności energetycznej analizowanych transformatorów
Jednym ze szczególnie waŜnych wskaźników eksploatacyjnych transformatora jest
sprawność transformacji, rozumiana jako stosunek mocy obciąŜenia transformatora po stronie
wtórnej do sumy tej mocy i strat mocy w transformatorze. Dla oceny sprawności
energetycznej transformatorów poddanych analizie wykonano obliczenia przy następujących
załoŜeniach:
1) stopień wykorzystania mocy transformatora, definiowany stosunkiem mocy obciąŜenia
transformatora po stronie wtórnej do mocy znamionowej transformatora, zmienia się
w granicach β s = 0,1 ÷ 1,0
2) roczny
czas
mocy
uŜytkowania
szczytowej
zmienia
się
w
granicach
Τs = 1000 ÷ 8760 h/rok
3) rzeczywisty τ i względny υ czas występowania maksymalnych strat wyznaczano według
modelu Horaka [5]:
1  T 
T 
τ =  s  + 2 ⋅  s 
3  T 
T
2
 ⋅T

ϑ=
τ
T
Przykładową ilustrację graficzną wyników obliczeń dla transformatorów o mocy
znamionowej 400 kVA przedstawiono na rysunkach 1 i 2. Przebiegi sprawności czterech
badanych transformatorów w funkcji czasu uŜytkowania mocy szczytowej dla βs = 0,4
pokazuje rys. 1., natomiast w funkcji obciąŜenia szczytowego transformatora (czyli dla
róŜnych stopni wykorzystania mocy znamionowej transformatora) przy czasie uŜytkowania
mocy szczytowej Ts = 3000 h/rok – rys. 2.
99,5
99,5
99,0
99,0
98,5
98,5
98,0
98,0
97,5
97,5
97,0
97,0
96,5
T
96,5
TL
96,0
TE
96,0
95,5
TU
T
TL
TU
TE
95,0
94,5
95,5
40 80 120 160 200 240 280 320 360 400
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Rys. 1. Zmiany sprawności czterech badanych
transformatorów w funkcji czasu uŜytkowania mocy
szczytowej dla βs = 0,4
Rys. 2. Zmiany sprawności czterech badanych
transformatorów w funkcji obciąŜenia
szczytowego dla czasu Ts = 3000 h/rok
5
Na podstawie otrzymanych wyników obliczeń moŜna stwierdzić, Ŝe:
1. Straty jałowe w transformatorach serii TL są niŜsze od strat jałowych transformatorów
serii podstawowej T przy jednakowych stratach obciąŜeniowych w obu seriach
transformatorów. W związku z tym transformatory serii TL będą powodowały niŜsze
straty mocy i energii elektrycznej w całym zakresie wykorzystania mocy transformatora
(βs = 0,1 ÷ 1,0).
2. Transformatory serii TU charakteryzują się niŜszymi stratami jałowymi i obciąŜeniowymi
w stosunku do transformatorów serii T. Transformatory serii TU będą zatem powodowały
niŜsze straty energii elektrycznej w kaŜdych warunkach pracy transformatorów (podobnie
jak w przypadku transformatora serii TL).
3. Transformatory serii TE charakteryzują się niŜszymi stratami jałowymi od analogicznych
strat w transformatorach serii T, ale wyŜszymi znamionowymi stratami obciąŜeniowymi.
Na rys. 1 i 2 przedstawiono przebiegi sprawności transformacji (dla analizowanych
jednostek transformatorowych
o mocy znamionowej 400 kVA) dla zakresu czasu
uŜytkowania mocy szczytowej od 1000 h/rok do 5000 h/rok oraz pełnego zakresu stopnia
wykorzystania mocy znamionowej βs = 0,1 ÷ 1,0 (tzn. od 40 kVA do 400 kVA).
Analizując przebiegi na rys. 1 i 2 moŜna stwierdzić, Ŝe im niŜszy jest czas uŜytkowania
mocy szczytowej, tym mniejsze straty energii będzie powodował transformator serii TE o
obniŜonych stratach jałowych. Natomiast im mniejszy jest stopień wykorzystania mocy
znamionowej
transformatora,
tym
korzystniejsza
byłaby
praca
transformatora
energooszczędnego serii TE, lecz tylko do wartości granicznej βs = 0,6.
Ogólny wniosek z przeprowadzonej analizy moŜna sformułować następująco:
produkowane transformatory energooszczędne serii TL i TU będą powodowały przy kaŜdym
obciąŜeniu straty energii niŜsze niŜ transformatory serii T i TE; w przypadku moŜliwości
wyboru między transformatorami serii T i TE powinno zbadać się wartość strat energii
uwzględniając stopień obciąŜenia transformatora i spodziewany przebieg obciąŜenia w czasie.
Ocena średniego jednostkowego kosztu transformacji
Pełna analiza opłacalności zastosowania danego rodzaju transformatora powinna
uwzględniać wszystkie koszty transformacji, w tym przede wszystkim koszty samego
transformatora i koszty straty energii. Jest rzeczą oczywistą, Ŝe transformatory
energooszczędne są droŜsze inwestycyjnie od transformatorów standardowych, ale
charakteryzują się niŜszymi stratami mocy i energii, co rzutuje na niŜsze koszty
6
eksploatacyjne zmienne. Wskazanie warunków pracy, dla których łączne koszty transformacji
przy zastosowaniu analizowanego transformatora będą niŜsze od kosztów innych
transformatorów, wydaje się ze wszech miar korzystne.
W związku z powyŜszym przeprowadzono obliczenia
jednostkowych kosztów
transformacji dla czterech serii transformatorów przy róŜnych przebiegach obciąŜenia oraz
danych „kosztowych”. Koszt ten dla konkretnego roku kr_TR [zł/kWh] moŜna, zgodnie z [6],
zapisać zaleŜnością:
k r _ TR =
gdzie: kn_TR
 k n _ TR ⋅ (r + re ) k A

1
2


+
(
∆
P
+
β
⋅
∆
P
⋅
υ
)
o
k
s

βśr ⋅ cos ϕśr 
T
Sn

- jednostkowy koszt inwestycyjny transformatora [zł/kVA],
Sn
- moc znamionowa transformatora [kVA],
kA
- jednostkowy koszt (cena) energii [zł/kWh],
T
- liczba godzin w roku [h/rok],
υ
- względny czas występowania maksymalnych strat,
r
- rata rozszerzonej reprodukcji,
re
- współczynnik kosztów eksploatacyjnych stałych,
βśr
- względne średnie obciąŜenie transformatora,
βs
- względne szczytowe obciąŜenie transformatora,
cos φśr
- średnia wartość współczynnika mocy.
Obliczając róŜnicę jednostkowych kosztów transformacji dla dwóch transformatorów
moŜna wskazać na ekonomiczną energooszczędność jednego z nich tzn. na oszczędność
kosztów strat energii w powiązaniu z kosztem inwestycyjnym 1 kVA mocy znamionowej.
Dla analizowanych czterech serii transformatorów moŜna zapisać:
k n _ TR _ TE < k n _ TR _ T < k n _ TR _ TL < k n _ TR _ TU
∆Po _ TR _ T > ∆Po _ TR _ TE > ∆Po _ TR _ TL > ∆Po _ TR _ TU
∆Pk _ TR _ T = ∆Pk _ TR _ TL > ∆Pk _ TR _ TU
oraz
∆Pk _ TR _ T < ∆Pk _ TR _ TE
7
Transformatory serii T i TL róŜnią się tylko stratami jałowymi, pozostałe i stratami
jałowymi i obciąŜeniowymi znamionowymi. W związku z tym porównano oddzielnie
transformatory serii T i TL oraz pozostałe.
Transformatory serii TL w porównaniu z transformatorami serii T
RóŜnica w jednostkowych kosztach transformacji analizowanych transformatorów
będzie funkcją róŜnicy w nakładach inwestycyjnych z jednej strony, a z drugiej strony od
róŜnicy w kosztach jałowych strat energii zaleŜnych jednostkowego kosztu energii. Zmiany
obciąŜenia nie odgrywają roli w tym przypadku ze względu na to, Ŝe równe są straty
obciąŜeniowe znamionowe w transformatorach serii T i TL.
Straty
mocy
i
nakłady
inwestycyjne
transformatorów
są
wielkościami
zdeterminowanymi. Jako parametr zmienny przyjęto jednostkowy koszt energii. Wyznaczono
więc graniczny koszt energii elektrycznej, przy którym transformatory serii TL i T (droŜszy
inwestycyjnie, lecz o niŜszym poziomie strat jałowych) charakteryzują się jednakowymi
jednostkowymi kosztami transformacji:
kA_gr = 280 zł/MWh
W przypadku gdy rzeczywisty jednostkowy koszt energii będzie wyŜszy od granicznego
opłacalnym
będzie
zastosowanie
transformatora
serii
TL,
jeŜeli
będzie
niŜszy
korzystniejszym będzie transformator serii podstawowej T.
Transformatory serii TE i TU w porównaniu z transformatorem serii T
Przy porównywaniu transformatorów serii TE bądź TU z transformatorem serii
podstawowej T naleŜało ponownie określić parametr, który będzie zmienną niezaleŜną przy
wyznaczaniu jednostkowego kosztu transformacji. W niniejszej pracy przyjęto jako tę
zmienną czas uŜytkowania mocy szczytowej Ts, odzwierciedlający równomierność obciąŜenia
transformatora. Czas Ts wpływa bezpośrednio na wartość obciąŜeniowych strat energii
i kosztów tych strat. Obliczenia przeprowadzono dla róŜnych wartości jednostkowego kosztu
energii oraz róŜnych stopni średniego wykorzystania mocy znamionowej transformatora. Dla
kaŜdej pary transformatorów wyznaczono graniczną wartość czasu uŜytkowania mocy
szczytowej Tsgr, dla której jednostkowe koszty transformacji są równe. Po przekroczeniu Tsgr
niŜszym jednostkowym kosztem transformacji charakteryzuje się transformator o niŜszym
poziomie strat obciąŜeniowych. W obliczeniach przyjmowano, Ŝe transformator oznaczony
wyróŜnikiem TR_1 posiada wyŜszy poziom strat obciąŜeniowych, co jest jednoznaczne
z niŜszym poziomem strat obciąŜeniowych w jednostce oznaczonej wyróŜnikiem TR_2.
8
Obliczenia przeprowadzono przy następujących danych wejściowych:
•
stopa dyskonta p = 0,054 (zgodna z zaleceniami Urzędu Regulacji Energetyki),
•
współczynnik kosztów eksploatacyjnych stałych re = 0,01,
•
okres eksploatacji transformatora N = 20 lat,
•
szczytowy stopień wykorzystania mocy znamionowej βs = 1.
Transformatory serii T i TU – zgodnie z danymi przedstawionymi w tabeli 5, w obliczeniach
załoŜono, Ŝe transformatorem TR_1 będzie transformator serii T, natomiast transformatorem
TR_2 będzie transformator serii TU. Wyniki obliczeń granicznego czasu uŜytkowania mocy
szczytowej Tsgr zestawiono w tabeli 6.
Transformatory serii T i TE – w tym przypadku zgodnie z danymi z tabeli 5, w obliczeniach
załoŜono, Ŝe transformatorem TR_1 będzie transformator serii TE, natomiast transformatorem
TR_2 będzie transformator serii T. Wyniki obliczeń granicznego czasu uŜytkowania mocy
szczytowej Tsgr zestawiono takŜe w tabeli 6.
Tabela 6. Graniczne wartości uŜytkowania mocy szczytowej Tsgr
T ÷ TU
T ÷ TE
150
7090
3310
Jednostkowy koszt energii kA [zł/MWh]
175
200
225
250
6280
5600
5020
4500
3130
2990
2880
2790
Analizując wartości graniczne czasu uŜytkowania mocy szczytowej Tsgr
300
3610
2640
moŜna
stwierdzić, Ŝe:
1. Czasy graniczne dla transformatora serii TU są znacznie wyŜsze niŜ w przypadku
transformatora typu TE; wynika to przede wszystkim ze znacznie zróŜnicowanych
nakładów inwestycyjnych – transformatory serii TU są prawie dwukrotnie droŜsze
inwestycyjnie.
2. Jednostkowy koszt energii bardzo silnie wpływa na wartość granicznego czasu
szczególnie przy transformatorze serii TU; duŜe oszczędności w stratach tak jałowych jak
i obciąŜeniowych tego transformatora w porównaniu z transformatorem serii T będą
decydujące przy wysokich jednostkowych kosztach energii.
3. Jednostkowy koszt energii słabiej wpływa na wartość czasu granicznego w przypadku
transformatora serii TE; wynika to z faktu, Ŝe ten transformator charakteryzuje się nie
tylko niŜszymi stratami jałowymi, ale przede wszystkim niŜszym kosztem inwestycyjnym
w porównaniu z transformatorem serii T.
9
Podsumowanie
Zagadnienia prezentowane w niniejszym referacie wychodzą naprzeciw ofertom
producentów transformatorów, którzy w swych materiałach katalogowych oferują moŜliwość
wyboru konstrukcji transformatora z uwzględnieniem kapitalizacji strat energii elektrycznej,
w celu zoptymalizowania całkowitego kosztu zakupu i kosztu eksploatacji transformatora.
Literatura
[1] Niewiedział E., Niewiedział R.: Ocena aktualnego stanu wiejskich elektroenergetycznych sieci rozdzielczych. W: Mat. III Ogólnopolskiej Konferencji nt. Elektroenergetyka na terenach wiejskich. Nałęczów 2006.
[2] Niewiedział E., Niewiedział R.: Aktualny stan wiejskich elektroenergetycznych sieci
średniego i niskiego napięcia. Biblioteka Polskiego Centrum Promocji Miedź
Nr 27/11/2006. Wrocław 2006.
[3] Projekt Thermie B nr STR-1678-980be: Potencjał oszczędności energii
w Unii Europejskiej poprzez zastosowanie energooszczędnych transformatorów
rozdzielczych. Wyd. ENERGIE
[4] CENELEC – DRAFT pr EN 50464-1: Three-phase oil-immersed distribution
transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not
exceeding 36 kV, Part 1: General requirements. April 2005.
[5] Horak J., Gawlak A., Szkutnik J.: Sieć elektroenergetyczna jako zbiór elementów.
Wyd. Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1998.
[6] Niewiedział E., Niewiedział R.: Wstępna analiza sprawności i jednostkowych kosztów
transformacji dla transformatorów rozdzielczych SN/nn. Opracowanie własne na
prawach rękopisu. Poznań 2007.
10