Technische Schriftenreihe Ausgabe 16Transformatorauswahl in Abhängigkeit von Belastungsprofilen

Totally Integrated Power

siemens.de/tip-cs

Im Juni 2014 ist die Verordnung Nr. 548/2014 der EU-Kommission [1] in Kraft getreten. Darin werden die Öko-design-Anforderungen an Leistungstransformatoren beschrieben, die nach dem 1. Juli 2015 in der EU in Ver-kehr gebracht und in Betrieb genommen worden sind und werden. Sie gilt für Transformatoren mit einer Mindest-nennleistung von 1 kVA. In der Verordnung wird zudem bereits die zweite Stufe der Wirkungsgradverbesserungen, bzw. der Verlustreduktionen, für das Inverkehrbringen von Transformatoren ab dem 1. Juli 2021 angegeben.

Zu den darin beschriebenen Anforderungen gehört die Festlegung der höchstzulässigen Grenzwerte für Kurz-schlussverluste und Leerlaufverluste oder des Mindest-werts für den maximalen Wirkungsgrad des Transforma-tors. Durch die Reduktion der Transformatorverluste sollen die jährlichen CO2-Emissionen im Betrieb vermindert werden.

1. Bestimmungen zu Wirkungsgradan-forderungen an Trockentransformatoren

Die Verordnung gibt damit den Stand der Technik vor, der durch die internationale Norm IEC 60076-20 (VDE 0532-76-20) normativ festgelegt wird. Gegenwärtig hat die Norm Entwurfsstatus.Für Trockentransformatoren werden in Abschnitt 6.3.2 der Norm die maximal zulässigen Verlustwerte angegeben (Tab. 1). Dabei wird zwischen einfacher Energieeffizienz (Effizienzklasse 1, im Folgenden mit EEF1 abgekürzt) und hoher Energieeffizienz (Effizienzklasse 2, im Folgenden mit EEF2 abgekürzt) unterschieden. Im Wesentlichen werden bei EEF2 die Lastverluste um 10 % reduziert. Für Transformatoren unter 800 kVA Nennleistung werden auch die Leerlaufverluste bei EEF2 reduziert. Entspre-chend der Ökodesign-Verordnung Nr. 548/2014 dürfen ab 1. Juli 2021 innerhalb der EU nur noch Transformatoren der Effizienzklasse 2 in Umlauf gebracht werden.

Achtung: Hier wird der Begriff „Effizienz“ im Sinne von Wirkungsgrad (englisch: efficiency) verwendet: als Ver-hältnis der Ausgangsscheinleistung zur Eingangsschein-leistung.

Tab. 1: Verlustangaben für die Energieeffizienzklassen (EEF) von Trockentransformatoren nach IEC 60076-20 (VDE 0532-76-20)

Transformatornennleistung Sr

EEF1 EEF2

Lastverluste Pk

Leerlaufverluste P0

Lastverluste Pk

Leerlaufverluste P0

630 kVA 7,6 kW 1,1 kW 7,1 kW 0,99 kW

800 kVA 8 kW 1,3 kW 8 kW 1,17 kW

1.000 kVA 9 kW 1,55 kW 9 kW 1,395 kW

1.250 kVA 11 kW 1,8 kW 11 kW 1,62 kW

1.600 kVA 13 kW 2,2 kW 13 kW 1,98 kW

2.000 kVA 16 kW 2,6 kW 16 kW 2,34 kW

2.500 kVA 19 kW 3,1 kW 19 kW 2,79 kW

3.150 kVA 22 kW 3,8 kW 22 kW 3,42 kW

2

Im Juni 2014 ist die Verordnung Nr. 548/2014 der EU-Ver-luste und Wirkungsgrade sind produkt- bzw. systemspezi-fische Eigenschaften, die für einen bestimmten Betriebs-zustand (zumeist für den Nennzustand) gelten. Für andere Betriebsbedingungen sind Verluste und Wirkungsgrade zudem von den Betriebsbedingungen abhängig. Dadurch sind Effizienzbetrachtungen während der Planungsphasen nur möglich, wenn bereits Annahmen zu den Betriebsbe-dingungen gegeben sind. Die Auswahl eines effizienten Transformators berücksichtigt also sowohl seine spezifi-schen Kennwerte (lastabhängige Wirkungsgradangaben) als auch seine Betriebsbelastung (Lastprofil).

In der Norm IEC 60364-8-1 (VDE 0100-801: Errichten von Niederspannungsanlagen – Teil 8-1: Energieeffizienz) wird explizit auf die Lastabhängigkeit der Effizienz von Trans-formatoren hingewiesen. Damit hängen auch die Umwelt-auswirkungen von Transformatoren vom Arbeitspunkt und von der Lastabhängigkeit der Verluste ab.

Die Gesamtverlustleistung (PV) im Betrieb wird aus der Summe von Leerlauf- und Lastverlusten bei einer spezifi-schen Last (SLast) berechnet. Die Leerlaufverluste sind lastunabhängig und entstehen, sobald an einer der Trans-formatorwicklungen (Primär- oder Sekundärseite) Span-nung anliegt. Die Lastverluste sind hingegen abhängig vom quadratischen Belastungsverhältnis (SLast / Sr)2 und den Lastverlustwerten Pk (siehe Tab. 1). Das Belastungs-verhältnis ist das Verhältnis von Last- (SLast) zur Bemes-sungsscheinleistung (Sr) des Transformators.

Ein Minimum der Verluste wird erreicht, wenn Leerlauf- und Lastverluste gleich sind. Damit ergeben sich aus dem sogenannten Lastfaktor k

die in Tab. 2 (und Bild 1) aufgeführten optimalen Arbeits-punkte (k · Sr) mit dem höchsten Wirkungsgrad.

2. Energieeffizienz-Management

Tab. 2: Arbeitspunkte von EEF1-Trockentransformatoren entsprechend der Norm IEC 60076-20 (VDE 0532-76-20)

Sr Lastfaktor k k · Sr

630 kVA 38,044 % 239,7 kVA

800 kVA 40,311 % 322,5 kVA

1.000 kVA 41,500 % 415,0 kVA

1.250 kVA 40,452 % 505,6 kVA

1600 kVA 41,138 % 658,2 kVA

2.000 kVA 40,311 % 806,2 kVA

2.500 kVA 40,393 % 1.009,8 kVA

3.150 kVA 41,560 % 1.309,1 kVA

4000 80060020098,5

99,0

98,9

98,8

98,7

98,6

99,2

99,3

99,1

Leistung in kVA

99,4Wirkungsgrad in %

630 kVA

1.000 kVA

800 kVA

1.000

Bild 1: Wirkungsgradkurven für die aktuellen Transformatortypen EEF1 mit 630, 800 und 1.000 kVA aus Tab. 2

PV = P0 + ( )2 · PkS

r

SLast

k = Pk

P0

3

Gebäude wie zum Beispiel Bürogebäude, Hotels, Kranken-häuser und Rechenzentren benötigen häufig Anschluss-leistungen, die nicht aus dem Niederspannungsnetz bedient werden können. Entsprechend den technischen Anschlussbedingungen des örtlichen Verteilnetzbetreibers (VNB) werden diese Gebäude aus dem Mittelspannungs-netz gespeist.

Zur Übergabestation gehört üblicherweise ein Messfeld. Es dient zur Energiekostenabrechnung, wobei die aus dem Verteilungsnetz bezogene elektrische Arbeit im ¼-Stun-den-Takt gemessen wird (Bild 2). Die Messdaten können dem Kunden zur Verfügung gestellt werden (erfolgt in vielen Fällen erst auf Anfrage).

Die ¼-Stunden-Messwerte dienen als Basis für die Darstel-lung von Lastprofilen und Belastungsprofilen (Bild 3).

Beim Lastprofil werden die ¼-Stunden-Werte der bezoge-nen Energie (bzw. der mittleren Leistung für den ¼-Stun-den-Abschnitt) über einen Zeitraum von typischerweise einem Jahr aufgetragen: Abszisse (x-Achse) ist die Zeit und als Ordinate (y-Achse) wird die elektrische Arbeit bzw. Leistung angegeben.

Ein Belastungsprofil kann als grafische Auswertung des Lastprofils interpretiert werden. Aufgetragen sind die aufsummierten Belastungsstunden eines Jahres (y-Achse), die zu einem bestimmten übertragenen Leistungswert (x-Achse) gehören. Durch den Zeitbezug kennzeichnet das Lastprofil den zeitlichen Verlauf der bezogenen Leistung, auf den beim Belastungsprofil nicht mehr rückgeschlossen werden kann. Dafür wird beim Belastungsprofil der Zu-sammenhang zwischen bezogener Leistung und Nut-zungsdauer über die betrachtete Zeitperiode deutlich.

3. Last- und Belastungsprofile

1U 1V 1W

00:15 8500:30 8800:45 80

… … … 23:30 8623:45 7900:00 75

Zähler

Messwerte

Datum Uhrzeit Elektr. Arbeit

in kWh

Verteilnetz Niederspannungs-Energieverteilung

Messfeld

Verteilnetz-betreiber

Messstellen-betreiber

Betreibernetz

01.01.201401.01.201401.01.2014

31.12.201431.12.201431.12.2014

Bild 2: Mittelspannungsanschluss und Messung an der Übergabestelle

0

50

100

150

200

250

300

350

in kWh 00:15 85

00:30 8800:45 80

… … … 23:30 8623:45 7900:00 75

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Belastung in kW

0

100

200

300

400

500

600

Kaufhaus allgemeinNutzungsdauer: 51,55 %

Krankenhaus mit KWKNutzungsdauer: 43,18 %

Justizvollzugsanstalt Nutzungsdauer: 27,95 %

Nutzungs-dauer in h

Messwerte

Lastprofil Belastungsprofil

Datum Uhrzeit Elektr. Arbeit

Leistungin kW

Peakleistung

Januar Februar März SeptemberAugustJuliJuniMaiApril Oktober November Dezember

01.01.2014

01.01.201401.01.2014

31.12.201431.12.201431.12.2014

Bild 3: Erstellung von Last- und Belastungsprofilen aus den Messdaten

4

Für die Bestimmung der Transformatorenverluste und der entsprechenden Verlustarbeit stellt das Belastungsprofil direkt die Daten zur Verfügung (Leistung und zugehörige Stunden).

Die Nutzungsdauer definiert sich als Quotient aus der gemessenen elektrischen Arbeit zur Peak-Leistung:

Sie gibt an, wie lange die Peak-Leistung theoretisch anste-hen muss, um die Arbeit / Energie im gesamten betrachte-ten Zeitraum zu übertragen. Vergleichbar kann eine mitt-lere Belastung (Betriebsscheinleistung im Jahresmittel) über die betrachtete Zeitdauer (8.760 Stunden im Jahr) angegeben werden:

sodass der Lastfaktor a definiert ist durch:

Aus dem Lastprofil bzw. Belastungsprofil wird ersichtlich, dass die Transformatoren nicht nur im Betriebspunkt mit dem höchsten Wirkungsgrad betrieben werden. Dement-sprechend hängen die Betriebsverluste sowohl von der Wirkungsgradkurve (Bild 2) als auch vom Last- bzw. Belas-tungsprofil der versorgten Verbraucher ab. In Bild 4 und Bild 5 werden die Wirkungsgradkurven (Transformatorleis-tungen von 630 kVA bis 2.000 kVA) mit zwei Belastungs-profilen überlagert:

a) Belastungsprofil für ein Krankenhaus mit 450 Betten und einem Peak-Leistungsbedarf von etwa 610 kVAb) Belastungsprofil für einen gemessenen Gewerbebe-trieb mit einem nicht unerheblichen Anteil an durchgän-gigem Kühlbedarf und einem Peak-Leistungsbedarf von etwa 610 kVA

Dabei muss auf den jeweiligen Bezug der Wertebereiche für den Wirkungsgrad und die Belastungsdauer geachtet werden. Der günstigste Betriebsbereich der Transformato-ren wird durch ein +/- 20 %-Intervall für die Last um den Arbeitspunkt herum eingegrenzt (die Intervallgrenzen werden durch Dreiecke und Kreise für jede Kurve gekenn-zeichnet). Für das Belastungsprofil des Krankenhauses in Bild 4 liegt die mittlere Belastung im markierten Betriebs-bereich der 630-kVA-Transformatoren und gerade noch im Bereich der 800-kVA-Transformatoren. Für das Gewerbe-unternehmen in Bild 5 mit der höheren mittleren Belas-tung liegen die Wirkungsgradkurven der größeren Trans-formatoren mit 1.000 und 1.250 kVA günstiger.

4. Energieverluste der Transformatoren

400

100

0 800600200

200

300

400

500

0

Mittlere Belastung

98,5

99,4

99,5

99,0

98,9

98,8

98,7

98,6

99,3

99,2

99,1

1.000

Wirkungsgrad in %

Last in kVA

630 kVA

1.000 kVA

800 kVA

1.250 kVA

2.000 kVA

1.600 kVA

Belastungsdauer in h/a

Bild 4: Belastungsprofil für ein Krankenhaus und Vergleich mit Wirkungsgradkurven verschiedener Transformatoren entsprechend der Norm IEC 60076-20 (VDE 0532-76-20)

Nutzungsdauer (in h) =Elektrische Arbeit (in kVAh)

Peak-Leistung (in kVA)

Mittlere Belastung (in kVA) = Elektrische Arbeit (in kVAh)

8.760 h

Lastfaktor a =Mittlere Belastung

Nennscheinleistung

5

400

100

0 800600200

200

300

400

500

0

Mittlere Belastung

98,5

99,4

99,5

99,0

98,9

98,8

98,7

98,6

99,3

99,2

99,1

1.000

Wirkungsgrad in %

Last in kVA

630 kVA

1.000 kVA

800 kVA

1.250 kVA

2.000 kVA

1.600 kVA

Belastungsdauer in h/a

Bild 5: Belastungsprofil für ein Gewerbeunternehmen und Vergleich mit Wirkungsgradkurven verschiedener Transformatoren entsprechend der Norm IEC 60076-20 (VDE 0532-76-20)

Für genauere Aussagen werden die über das jeweilige Belastungsprofil integrierten Transformatorverluste für die verschiedenen Transformatorleistungsgrößen in Bild 6 verglichen. Man erkennt, dass - anders als beim einfachen Vergleich der Wirkungsgradkurven mit den mittleren Belastungen in Bild 4 und Bild 5 - die Transformatoren mit einer etwas größeren Bemessungsleistung die geringsten Energieverluste haben würden.

Für den Krankenhausbetrieb liegt das Minimum der Ver-luste beim 1.000-kVA-Transformator, für den Gewerbebe-trieb beim 1.600-kVA-Transformator. Wie später an einem Beispiel in Kap. 7 gezeigt, sollte ergänzend eine Wirt-schaftlichkeitsbetrachtung [2] durchgeführt werden. Eine entsprechende Kalkulation kann durch den Siemens- Planerbetreuer erfolgen.

0630 800

50.000

40.000

30.000

10.000

1.000 1.250 1.600 2.000

20.000

Transformator-nennleistung in kVA

Transformator-verluste in kWh

Gewerbebetrieb

Krankenhaus

Bild 6: Transformatorverluste für Belastungsprofile und die mittlere Belastung (Krankenhaus nach Bild 4 und Gewerbeunternehmen nach Bild 5) abhängig vom Transformatortyp und -leistung

6

Aus Gründen der Versorgungssicherheit werden für viele Anwendungsfälle mehrere Transformatoren parallel und gegebenenfalls redundant betrieben. Im Folgenden wer-den vier unterschiedliche Anwendungsfälle mit einer Peak-Leistung von 2.000 kVA und unterschiedlichen Belas-tungsprofilen (Bild 7) betrachtet. Die jährlichen Energie-verluste werden für mehrere Transformatorkonfiguratio-nen (unterschiedliche Anzahl und Nennleistung der Transformatoren) bestimmt. Dabei kann die Peak-Leistung

Bild 7: Belastungsprofile und mittlere Belastung für ein Bürogebäude, ein Krankenhaus, ein Rechenzentrum und einen metallverarbeitenden Betrieb bei einem Peak-Leistungsbedarf von 2.000 kVA

5. Parallelbetrieb von Transformatoren

stets von (n-1)-Transformatoren geliefert werden, wohin-gegen bei der Verlustbetrachtung eine Anzahl n von Transformatoren in Betrieb ist (n = 2, 3, 4 oder 5). Für die Konfiguration mit zwei 1.600-kVA-Tranformatoren wird die Möglichkeit der zeitweiligen Überbelastung von Trans-formatoren durch Anblasen mit Lüftern in die Überlegun-gen einbezogen. Ausfallzeiten oder die lastabhängige Zu- und Abschaltung von Transformatoren wird bei der Berechnung der Verluste nicht berücksichtigt.

0

200

400

600

800

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Nutzungs-dauer in h/a

1.000 1.100 1.200 1.300 1.400 1.500 1.600 1.700 1.800 1.900 2.000

Belastung in kVA

MetallverarbeitungMittl. Belastung: 1.694 kVAEnergie: 14,840 Mio. kWh/a

RechenzentrumMittl. Belastung: 1.417 kVAEnergie: 12,410 Mio. kWh/a

Krankenhaus mit 850 BettenMittl. Belastung: 1.227 kVAEnergie: 10,750 Mio. kWh/aBürogebäude mit Belüftung

Mittl. Belastung: 967,5 kVAEnergie: 8,475 Mio. kWh/a

1.000

1.200

Die (n-1)-Transformatoren müssen eine Peak-Leistung von 2.000 kVA liefern können, sodass folgende Konfiguratio-nen für die Transformatornennleistung 630 kVA und höher betrachtet werden:

- 630 kVA n = 5

- 800 kVA n = 4 und 5

- 1.000 kVA n = 3,4 und 5

- 1.250 kVA n = 3,4 und 5

- 1.600 kVA n = 2*), 3, 4 und 5

- 2.000 kVA n = 2,3 und 4

- 2.500 kVA n = 2,3 und 4

- 3.150 kVA n = 2,3 und 4

*) Hinweis: Für die Transformatorkonfiguration mit 2 x 1.600 kVA müssen belüftete Transformatoren verwen-det werden, damit im (n-1)-Betrieb eine Leistungserhö-hung um bis zu 25 % (im Leistungsbereich zwischen 1.600 und 2.000 kVA) für den einzelnen Transformator möglich

ist. Die Verluste durch die Lüfter sind vernachlässigbar gegenüber den Lastverlusten bei den Lastfaktoren

SLast / Sr ≥ 1.

Daraus ergeben sich für die vier verschiedenen Belas-tungsprofile je 22 unterschiedliche Verlustwerte gemäß:

mit

WV Verlustenergie

n Anzahl Transformatoren

T Betrachtete Zeitperiode

Sr Nennscheinleistung der Transformatoren

SLast (t) Scheinleistung zu einem Zeitpunkt t

In Bild 8 werden die Einzelwerte in Kurven umgesetzt.

Pk

(n ⋅ Sr)2

WV = n · [(P

0 ⋅ T) + ( · S

Last(t)2 dt )]

t = 0

T

7

630 800

n = 5

n = 4

n = 3

n = 2

n = 2

n = 3

n = 4

n = 5

50.000

150.000

130.000

110.000

70.000

1.000 1.250 1.600 2.000 2.500 3.150

90.000

Transformator-nennleistung in kVA

Transformator-verluste in kWh

a) Bürogebäude

630 800

n = 5; EEF1

n = 4

n = 3

n = 2

n = 2

n = 3

n = 4

n = 5

50.000

150.000

130.000

110.000

70.000

1.000 1.250 1.600 2.000 2.500 3.150

90.000

Transformator-verluste in kWh

Transformator-nennleistung in kVA

b) Krankenhaus

630 800

n = 5

n = 4

n = 3

n = 2n = 2

n = 3

n = 4

n = 5

50.000

150.000

130.000

110.000

70.000

1.000 1.250 1.600 2.000 2.500 3.150

90.000

Transformator-verluste in kWh

Transformator-nennleistung in kVA

c) Rechenzentrum

630 800

n = 5

n = 4

n = 3

n = 2

n = 2

n = 3

n = 4n = 5

50.000

150.000

130.000

110.000

70.000

1.000 1.250 1.600 2.000 2.500 3.150

90.000

Transformator-verluste in kWh

Transformator-nennleistung in kVA

d) Metallverarbeitender Betrieb

Bild 8: Transformatorverluste für unterschiedliche Anwendungen und Parallelkonfigurationen bei 2.000 kVA Peak-Leistung für: a) Klimatisiertes Bürogebäude c) Rechenzentrum b) Krankenhaus d) Betrieb der Metallverarbeitung

8

Die geringsten Energieverluste hat stets eine Konfigura-tion mit n = 2. Zu erkennen ist, dass die größeren Trans-formatoren mit zunehmender mittlerer Belastung günsti-ger werden, allerdings auf einem insgesamt höheren Niveau der Energieverluste. Zum Beispiel ist für das Büro-gebäude die Konfiguration mit den beiden zwangsbelüfte-ten 1.600-kVA-Transformatoren energetisch am günstigs-ten, während für den metallverarbeitenden Betrieb die beiden 2.500-kVA-Transformatoren die geringsten Ener-gieverluste aufweisen.

Achtung: Der Vergleich von rein betriebsbedingten Ener-gieverlusten kann keine ganzheitlichen Betrachtungen zum sogenannten „ökologischen Fußabdruck“ ersetzen. Dabei werden Energieverbrauch und Umwelteinflüsse für den gesamten Lebenszyklus - von der Herstellung bis zur Entsorgung - ermittelt.

Für eine Beurteilung der Wirtschaftlichkeit sollten zumin-dest noch die mit den Investitionen verbundenen Kosten und die Leistungspreisunterschiede, die durch Verlustleis-tungsunterschiede der Transformatoren entstehen, beach-tet werden.

Zur Gesamtkostenbetrachtung des Transformatoreinsatzes werden mehrere Teilbeträge für Investition und Betrieb aufsummiert:

Gesamtkosten = (Abschreibungs- und Finanzierungskos-ten) plus (Kosten für Leerlaufverluste und Lastverluste) plus (Leistungspreis für die gesamte Verlustleistung)

Wichtig ist, dass die Mehrinvestitionen für zusätzliche Fel-der in Mittelspannungs- und Niederspannungsschaltanla-gen berücksichtigt werden. Entsprechende Beträge für den Zinsdienst und die Abschreibung sind einzurechnen. Jede Kostenbetrachtung hängt neben den Betriebsfakto-ren wie Peak-Leistungsbedarf, Belastungsprofil, Vertei-lungsnetzstruktur und Transformatoreigenschaften von zahlreichen weiteren Faktoren wie Zinssatz, Strompreis, Leistungspreis und Abschreibungszeitraum ab, sodass für jedes Projekt eine spezifische Betrachtung erfolgen muss.

Als Beispiel werden für ein klimatisiertes Bürogebäude entsprechend Abb. 8a) drei Transformatorkonfigurationen mit verhältnismäßig niedrigen Energieverlusten kosten-technisch miteinander verglichen:

- 3 x 1.000-kVA-Transformatoren, GEAFOL Öko-Design

- 2 x 2.000-kVA-Transformatoren, GEAFOL Öko-Design

- 2 x 1.600-kVA-Transformatoren, GEAFOL Öko-Design mit zusätzlicher Belüftung

Eine Strukturierung des Niederspannungsverteilungsnet-zes und eine Kostenbetrachtung für unterschiedliche Kom-ponenten im Verteilungsnetz erfolgt nicht.

In Abb. 8a) sind die Verluste für die Transformatorkonfigu-ration mit 3 x 1.000 kVA (ca. 64.800 kWh p.a.) etwas höher als für die Konfiguration mit 2 x 2.000 kVA (ca. 62.000 kWh p.a.). Diese sind wiederum etwas höher als die Verluste für die Konfiguration 2 x 1.600 kVA mit Belüftung (ca. 59.400 kWh p.a.). Wird nur der Energiever-brauch im Betrieb betrachtet, ist die belüftete Lösung mit 2 x 1.600 kVA am günstigsten.

6. Kostenbetrachtungen

Beim Leistungspreis speziell für die Verlustleistungen der Transformatoren muss beachtet werden, dass die Werte bei 2.000 kVA Belastung für den Normalbetrieb mit den Werten für den (n-1)-Betrieb verglichen werden müssen. Die Verlustleistungen im (n-1)-Betrieb sind für die betrach-teten Transformatorkonfigurationen stets größer als im Normalbetrieb und der einzelne belüftete 1.600-kVA-Transformator hat bei 2.000 kVA Belastung aufgrund der Verlustleistung den höchsten Leistungswert.

Bei den Investitionskosten für die Schaltanlagen der ein-zelnen Konfigurationen spielt das zusätzliche Feld für den dritten Transformator (3 x 1.000-kVA-Transformatorkonfi-guration), sowohl bei der Mittelspannungs- als auch bei der Niederspannungsschaltanlage, eine große Rolle. Für eine einfache Dimensionierung der Schaltanlagen und der erforderlichen Komponenten können die SIMARIS Pla-nungstools verwendet werden. Bei einer einfachen Rech-nung mit SIMARIS design steigen die maximalen Kurz-schlussströme für die Niederspannungsverteilung von etwa 67 kA (3 x 1.000 kVA), über etwa 71 kA (2 x 1.600 kVA, belüftet) bis etwa 86 kA (2 x 2.000 kVA) an. Das heißt, für die Transformatorkonfiguration mit 2 x 2.000 kVA müssen gegebenenfalls teurere Schutzge-räte mit einer höheren Stufe für den Kurzschlussstrom im Verteilungsnetz verwendet werden.

Der Kostenunterschied für die Schaltanlagen zwischen der 2 x 2.000-kVA-Konfiguration und der belüfteten 2 x 1.600-kVA-Konfiguration resultiert aus den unter-schiedlichen Leistungsschaltern in den Niederspannungs-schaltanlagen. Die belüfteten Transformatoren haben eine höhere maximal zulässige Ausgangsleistung (150 % x 1.600 kVA = 2.400 kVA; maximaler Strom ca. 3.460 A) als die 2.000-kVA-Transformatoren (maxima-ler Strom ca. 2.890 A), sodass die Leistungsschalter eine Klasse größer (Nennstrom In) gewählt werden müssen. Aufgrund des niedrigeren maximalen Kurzschlussstromes abgangsseitig ist dagegen der Abgangsschalter für die belüftete Konfiguration etwas preisgünstiger als bei der 2 x 2.000-kVA-Konfiguration.

9

Bild 9 zeigt die Kostenrelationen zwischen den verschiede-nen Konfigurationen, aufgeteilt in einzelne Kostenpositio-nen und Gesamtkosten. Da das Ganze ein fiktives Beispiel für ein gewähltes Belastungsprofil und mit sehr vielen weiteren Annahmen ist, werden nur Relationen aufgezeigt und keine Geldbeträge.

Bei Betrachtung der Gesamtkosten zeigt sich, dass unter den gegebenen Randbedingungen die Konfiguration mit 2 x 2.000 kVA etwas günstiger ist als die Konfiguration mit 2 x 1.600 kVA mit Belüftung und doch rund 7 % güns-tiger ist als die 3 x 1.000-kVA-Konfiguration. Wesentlich sind dabei die höheren Kosten für die zusätzlichen Schalt-anlagenfelder des dritten Transformators.

Bei Effizienzbetrachtungen für Transformatoren sollten stets die Einsatzbedingungen berücksichtigt werden. Für den Parallelbetrieb von Transformatoren, gerade bei einer Forderung nach (n-1)-Redundanz, erweist sich die zum maximalen Leistungsbedarf passende Leistungsgröße des Transformators mit (2-1)-Redundanz als kostengünstigste Variante. Allerdings sollte die Entwicklung der Leistungs-anforderungen in die Auswahl und bei der Planung von Leistungsreserven einfließen. Nachrüstungen wirken sich auf die Kalkulation nicht unerheblich aus.

7. Fazit

Auch der Einsatz von belüfteten Transformatoren mit klei-nerer Bemessungsleistung als der geforderten Peak-Leis-tung scheint nur bei bestimmten Belastungsprofilen wirt-schaftlich Sinn zu machen. Auf jeden Fall sollte die Kostensituation über den Betriebszeitraum grob abgeklärt werden. Beispielsweise könnte eine Änderung der benö-tigten Peak-Leistung auf 2.200 kVA, statt der im Beispiel betrachteten 2.000 kVA, ein anderes Ergebnis liefern. Denn dann würden die zwei belüfteten 1.600-kVA-Trans-formatoren zu niedrigeren Energieverlusten führen und auch zu niedrigeren Gesamtkosten als zwei 2.500-kVA-Transformatoren. Und von den 2.000-kVA-Transformato-ren müssten nun drei Stück samt zusätzlicher Felder für die Schaltanlagen beschafft werden.

Literatur:

[1] Verordnung (EU) Nr. 548/2014 der europäischen Kom-mission vom 21. Mai 2014

[2] Planung der elektrischen Energieverteilung – Techni-sche Grundlagen; Siemens AG, 2015

Bild 9: Kostenrelationen der betrachteten Transformatorkonfigurationen bezogen auf die Mittelwerte für einzelne Kostenfaktoren und die Gesamtkosten

120 %

70 %

80 %

90 %

100 %

110 %

Transformatorkonfigurationen:

3 x 1.000 kVA

2 x 2.000 kVA

2 x 1.600 kVA mit Belüftung

Kap

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