affald ikke, vil ikke.
på hvert trin i det elektriske system – fra generatoren til stikkontakten – er der energitab. Når energi går tabt, skal forsyningsselskaber generere eller købe ekstra energi for at imødekomme efterspørgslen. Med andre ord koster ineffektivitet penge.
en enkel måde at beregne tab med hensyn til omkostninger er ved at gange de gennemsnitlige energiomkostninger pr. En anden måde er at finde ud af hjælpeprogrammets tabsprocent, hvilket er forholdet mellem samlede energitab og samlede energikilder. Den gennemsnitlige tabsprocent for offentlig magt er 4,07%. Tab på mere end 6% for offentlige elværker kan tyde på for store fysiske tab.
der er et stærkt incitament for forsyningsselskaber til at kunne bruge det meste af den elektricitet, de har. Effektivitet handler ikke kun om omkostninger – det er også en god måling af systemets ydeevne og sundhed, og overvågning af forskellige genstande, såsom overskydende varme fra transformere og andet udstyr, kan understøtte øget pålidelighed. Betydningen af effektivitet for forsyningsselskaber er, hvorfor det er en komponent i både den smarte energileverandør og pålidelige offentlige strømleverandørbetegnelser.
hvor kommer tab fra?
nogle systemtab er uundgåelige, og tab kan ikke elimineres helt.
næsten to tredjedele af energien går tabt i produktion og transmission af elektricitet.
på distributionsniveau, hvilket er, hvad de fleste forsyningsselskaber administrerer, forekommer de fleste tab i linjer (overhead eller underjordisk) og transformere.
- primære linjer og regulatorer kan tegne sig for næsten halvdelen af tab i distributionssystemet
- transformere tegner sig for omkring 27% af tab i distributionssystemet
tab i andre enheder, såsom afbrydere og afbrydere, udgør en lavere del af tabene, men kan være betydelige i systemsekundærer, hvor strømmen har tendens til at være høj.
her er en kort genopfriskning af måder, hvorpå offentlige elforsyninger kan arbejde for at reducere tab i ledere og transformere.
reduktion af Ledertab
ledere tillader strømmen af elektrisk strøm. Ledere tilbyder også modstand mod strømmen af strøm, hvilket resulterer i strømtab. Strømtabet (i vand) er repræsenteret af det velkendte forhold:
P=I2R
strømmen, der bæres af lederen i ampere (A) og den elektriske modstand i ohm (kur) symboliseres som henholdsvis i og R. Modstanden stiger med lederens længde og falder med lederens tværsnitsareal. Ligesom mere vand vil strømme gennem et bredt rør end et smalt, er elektrisk ladning højere, og modstanden er lavere på ledninger med større tværsnitsarealer.
modstand, R, for en leder bestemmes af følgende ligning:
R = pL / a
resistiviteten af et objekt er repræsenteret af LR (rho) og måles i LRR m (ohmmetre). L repræsenterer længden, og A repræsenterer materialets tværsnitsareal. De forhold, der er vist i ligningerne, bekræfter, at ledermodstanden stiger med større længde og falder med større tværsnitsarealer.
typiske ledere, der anvendes i ny overheadfordeling, er 336,4 kcmil 26/7, hvilket indebærer 26 tråde af aluminiumleder, der omgiver 7 tråde af stål. Arealet af det ledende aluminium er 336,4 kcmils, hvor en kcmil er tusind cirkulære mils og en cirkulær mil er arealet af en cirkel med en diameter på en mil (0,001 tommer). 4, har et tværsnit på 41,7 kcmils.
følgende forenklede eksempel bruges til at vise, hvordan reconductoring kan reducere linjetab. 4 med 336,4 kcmil snoet aluminiumtråd på dens distribution, kan det reducere strømtabet med en faktor på næsten 5.
| dirigent | Stranding | cirkulære mils | tilladt ampacitet | modstand ohm / mile | linjetab for 100-amp belastning ved enden af en 1-mile linje |
| 4 AG | Solid | 41,740 | 170 | 1.314 | 13, 14 kV |
| 336.4 | 26/7 | 336,400 | 510 | 0.273 | 2.73 kV |
renovering eller udskiftning af gamle ledere er en vigtig tabsreduktionsteknik og kan give øget kapacitet på systemet. Mens reconductoring teoretisk set er en god mulighed for at reducere tab, er processen, herunder nyt udstyr, dyrt.
reduktion af Transformatortab
transformatorer trækker højspændingselektriciteten ned fra en kraftledning til en lavere spænding på distributionssystemet. Transformatortab falder i to kategorier — belastningstab (viklingstab) og tab uden belastning (kernetab). Tab uden belastning opstår kontinuerligt, mens transformeren får strøm, og belastningstab varierer, når belastningen ændres.
de fleste transformatortab er belastningstab, hvilket gør beregningen af belastningstab til et væsentligt element i enhver transformatorevaluering.
transformatorkapaciteten eller den elektriske størrelse på en transformer er klassificeret i kVA. Transformer kVA loading er produktet af strøm og spænding. kV er den nominelle transformatorspænding i kilovolt, og jeg er transformatorstrømmen i ampere. Produktet er omtrent det samme på enten den primære eller den sekundære side af transformeren.
enfasetransformatorer kVA loading = kV * i
Trefasetransformatorer kVA loading = kur 3 kv * i
spændingen for trefasede kredsløb i ovenstående udtryk er line-to-line spænding, og den strøm, der henvises til, er linjestrømmen. Transformatorbelastningen er bedømt i kVA og er tre gange belastningen pr.fase, forudsat at faserne er omtrent afbalancerede. Udtrykket gælder for både delta-og viklinger.
spænding i et distributionssystem skal opretholdes ved eller nær den nominelle værdi. Transformatorbelastningstab, som varierer tæt med kvadratet af strømmen, varierer også omtrent med kvadratet af transformatoren kVA-belastning. Belastningstab og tab uden belastning ved nominel transformerbelastning kan fås fra producentens data eller fra test udført på transformeren.
nogle eksempler på teknologimuligheder, som producenterne bruger til at forbedre effektiviteten, inkluderer:
- elektriske kernestål af højere kvalitet
- forskellige ledermaterialer
- justeringer af kerne-og spolekonfiguration
hjælpeprogrammer kan også opbygge garantier mod transformatortabsværdier til købsaftaler med producenter, som f. eks:
- kræver udvidet producentprøvning for store masser af transformere med understøttende testdokumentation.
- kræver besøg på stedet af hjælpepersonale under fabrikantprøvning.
- brug af et uafhængigt laboratorium til at teste prøver af transformatorer.
- krav om prisjusteringer for transformatorer, der ikke opfylder den garanterede tabsydelse.
andre strategier til reduktion og overvågning af transformatortab inkluderer:
- indkøb af nye transformatorer (og spændingsregulatorer) baseret på en livscyklusomkostningsevaluering.
- brug af line drop compensation-funktionen på spændingsregulatorer for at undgå at udsætte transformatorerne tættest på regulatorerne for spændinger over 5% over nominel.
- brug af den mindste kapacitetstransformator, der er mulig for hver installation, under hensyntagen til faktorer som Omgivelsestemperatur under spidsbelastning, varighed af forventet spidsbelastning og forventet belastningsvækst; dette kan udelukke brugen af fuldstændigt selvbeskyttede (CSP) transformere, hvis overbelastningskapacitet er begrænset af den automatiske drift af den integrerede sekundære Afbryder.
- vedligehold registreringer af, hvilke kunder der er forbundet til hver driftstransformator, og overvåg kundebelastningen på hver transformer; sørg for, at alle forladte transformatorer er blevet afbrudt fra den primære linje.
andre måder at reducere tab
der er mange flere måder at måle og reducere tab af distributionssystem – nogle, der er lettere at implementere, og andre, der er forbundet med højere udgifter. De dyrere trin vil typisk involvere økonomiske livscyklusomkostninger og ingeniøranalyse.
- Undersøg regelmæssigt systemets ydeevne – og sørg for at have et nøjagtigt billede af din belastningsfaktor.
- Udpeg problemområder med fysiske tab.
- Prioriter opgraderinger baseret på største omkostninger til energi eller tab af efterspørgsel.
- Oprethold lige (afbalancerede) strømme på alle tre feederkredsløbsfaser så meget som praktisk.
- brug den største økonomiske leder til nye primære kredsløb og hold sekundære kredsløb så korte som muligt.
- brug den største økonomiske størrelsesleder til nye primære kredsløb og evaluer fordelene ved trefaset versus enfaset konstruktion; undgå anvendelse af spændingsregulatorer nedstrøms fra understationen, hvor det er muligt.
- analyser kondensatorbanker for at kontrollere, at kondensatorens størrelse og placering er korrekt tilpasset feederbelastningen.
- installer kondensatorer for at korrigere effektfaktor baseret på målte føderegenskaber, computerstøttet modellering og økonomisk analyse af livscyklusomkostninger.
- Kontroller hver metermultiplikator, der er registreret på faktureringssystemet, mod de tilsvarende multiplikatorer, der er markeret på målerne hvert andet år.
- Udfør målertest og kalibrering regelmæssigt. Test enfasede kundemålere hvert otte år, polyfasemålere hvert sjette år og målere med høj brug (som bringer mere end 3% af den samlede systemomsætning) årligt.
- installer understation måling/tilsyn udstyr for hver feeder for at opnå, som minimum, profiler af spænding, strøm og effekt faktor versus tid.
- konverter lange, i det væsentlige belastede enfasede kredsløb til trefaset.
- Konverter en eller flere fødere til et højere spændingsniveau
- omled trunkerne af eksisterende tungt belastede kredsløb, begyndende ved kildeenden.
øget effektivitet hjælper med at fortsætte med at holde den offentlige magt kant i pålidelighed og overkommelighed i forhold til vores jævnaldrende. Deltag i energitjenesterne listserv for at dele yderligere tip og strategier til reduktion af tab.
PS – hjælpeprogrammer med enestående energieffektivitetsindsats bør overveje at ansøge om betegnelsen Smart Energy Provider. Ansøgninger forfalder 30.April.