Waste not, want not.
na każdym etapie instalacji elektrycznej – od generatora po wylot – występują straty energii. W przypadku utraty energii przedsiębiorstwa muszą wytwarzać lub kupować dodatkową energię, aby zaspokoić popyt. Innymi słowy, nieefektywność kosztuje.
prostym sposobem obliczenia straty pod względem kosztów jest pomnożenie średniego kosztu energii na megawatogodzinę razy całkowite straty energii. Innym sposobem jest ustalenie procentu strat przedsiębiorstwa, czyli stosunku całkowitych strat energii do całkowitych źródeł energii. Średni procent strat dla władzy publicznej wynosi 4,07%. Straty przekraczające 6% W przypadku Publicznych Zakładów Energetycznych mogą sugerować nadmierne straty fizyczne.
Wydajność to nie tylko koszt – to również dobry wskaźnik wydajności i kondycji systemu, a monitorowanie różnych elementów, takich jak nadmiar ciepła z transformatorów i innych urządzeń, może wspierać zwiększoną niezawodność. Znaczenie efektywności dla przedsiębiorstw użyteczności publicznej wynika z tego, że jest ona składnikiem zarówno inteligentnego dostawcy energii, jak i niezawodnego publicznego dostawcy energii.
skąd się biorą straty?
niektóre straty systemu są nieuniknione, a straty nie można całkowicie wyeliminować.
prawie dwie trzecie energii traci się w wytwarzaniu i przesyłaniu energii elektrycznej.
na poziomie dystrybucji, którym zarządza większość mediów, najwięcej strat występuje w liniach (napowietrznych lub podziemnych) i transformatorach.
- linie pierwotne i regulatory mogą stanowić prawie połowę strat w systemie dystrybucyjnym
- Transformatory stanowią około 27% strat w systemie dystrybucyjnym
straty w innych urządzeniach, takich jak przełączniki i wyłączniki, stanowią mniejszą część strat, ale mogą być znaczące w instalacjach wtórnych, w których prądy są zwykle wysokie.
oto krótkie przypomnienie o sposobach działania Publicznych Zakładów Energetycznych w celu zmniejszenia strat w przewodnikach i transformatorach.
zmniejszenie strat przewodów
przewody umożliwiają przepływ prądu elektrycznego. Przewody oferują również opór przepływu prądu, co powoduje utratę mocy. Utrata mocy (w watach) jest reprezentowana przez znajomą relację:
P=I2R
prąd przenoszony przez przewód w amperach (a) i Rezystancja elektryczna w omach (Ω) są symbolizowane odpowiednio jako I I R. Rezystancja wzrasta wraz z długością przewodu i maleje wraz z powierzchnią przekroju przewodu. Tak jak więcej wody przepływa przez szeroką rurę niż wąską, ładunek elektryczny jest wyższy,a opór jest niższy na przewodach o większych przekrojach.
Rezystancja, R, dla przewodnika jest określona następującym równaniem:
r = pL / A
rezystancja obiektu jest reprezentowana przez ρ (rho) i jest mierzona w Ω m (omomierzach). L reprezentuje Długość, a a reprezentuje pole przekroju materiału. Relacje pokazane w równaniach potwierdzają, że rezystancja przewodnika rośnie z większą długością i maleje z większymi obszarami przekroju.
typowe przewody stosowane w nowej dystrybucji napowietrznej to 336,4 kcmil 26/7, co oznacza 26 splotek aluminiowego przewodu otaczającego 7 splotek stali. Obszar przewodzącego aluminium wynosi 336,4 kcmils, gdzie jeden kcmil to tysiąc mil okrągłych, a jeden mil Okrągły to obszar okręgu o średnicy jednego mil (0,001 cala). Starsze Przewodniki ,takie jak # 4 AWG Copper line, mają przekrój 41,7 kcmils.
poniższy uproszczony przykład służy do pokazania, w jaki sposób rekonductoring może zmniejszyć straty linii. Jeśli narzędzie zastąpi drut miedziany # 4 AWG drutem aluminiowym 336,4 kcmil w jego dystrybucji, może zmniejszyć straty mocy o współczynnik prawie 5.
| Przewód | splot | okrągłe mils | dopuszczalna ampacity | rezystancja ohm / Mila | straty linii dla obciążenia 100 a na końcu linii 1 mili |
| 4 AWG | Solid | 41,740 | 170 | 1.314 | 13,14 kW |
| 336.4 | 26/7 | 336,400 | 510 | 0.273 | 2.73 kW |
Renowacja lub wymiana starych przewodów jest ważną techniką redukcji strat i może zapewnić większą wydajność systemu. Podczas gdy rekonductoring jest teoretycznie doskonałym rozwiązaniem dla zmniejszenia strat, proces, w tym nowy sprzęt, jest kosztowny.
redukcja strat transformatorów
Transformatory obniżają prąd wysokiego napięcia z linii energetycznej do niższego napięcia w systemie dystrybucyjnym. Straty transformatorów dzielą się na dwie kategorie — straty obciążenia (straty uzwojenia) i straty bez obciążenia (straty rdzenia). Straty bez obciążenia występują w sposób ciągły, gdy transformator jest zasilany, a straty obciążenia zmieniają się wraz ze zmianami obciążenia.
większość strat transformatora to straty obciążenia, co sprawia, że obliczanie strat obciążenia jest istotnym elementem każdej oceny transformatora.
pojemność transformatora lub wielkość elektryczna transformatora jest oceniana w kVA. Obciążenie transformatora kVA jest iloczynem prądu i napięcia. kV jest znamionowym napięciem transformatora w kilowoltach, a I jest prądem transformatora w amperach. Produkt jest w przybliżeniu taki sam po stronie pierwotnej lub wtórnej transformatora.
transformatory jednofazowe kVA loading = KV * i
transformatory trójfazowe kVA loading = √3 kV * i
napięcie dla obwodów trójfazowych w powyższym wyrażeniu jest napięciem linii do linii, a przywoływany prąd jest prądem liniowym. Obciążenie transformatora jest oceniane w kVA i jest trzykrotnie większe od obciążenia na fazę, przy założeniu, że fazy są w przybliżeniu zrównoważone. Wyrażenie jest ważne zarówno dla uzwojeń delta, jak i wye.
napięcie w systemie dystrybucyjnym musi być utrzymywane na poziomie wartości znamionowej lub w jej pobliżu. Straty obciążenia transformatora, które różnią się ściśle z kwadratem prądu, różnią się również w przybliżeniu z kwadratem obciążenia transformatora kVA. Straty obciążenia i straty bez obciążenia przy znamionowym obciążeniu transformatora można uzyskać na podstawie danych producenta lub z testów przeprowadzonych na transformatorze.
niektóre przykłady opcji technologicznych stosowanych przez producentów w celu poprawy wydajności obejmują:
- Stal rdzeniowa o wyższej jakości
- Różne materiały przewodzące
- dostosowania do konfiguracji rdzenia i cewki
narzędzia mogą również tworzyć Gwarancje przed utratą transformatora w umowach zakupu z producentami, takich jak:
- Wymaganie rozszerzonych testów producenta dla dużych partii transformatorów z dokumentacją testową.
- wymagający wizyt na miejscu przez personel użytkowy podczas testów producenta.
- Korzystanie z niezależnego laboratorium do testowania próbek transformatorów.
- wymagający korekty cen dla transformatorów Nie spełniających gwarantowanej wydajności strat.
inne strategie ograniczania i monitorowania strat transformatorów obejmują:
- zakup nowych transformatorów (i regulatorów napięcia) w oparciu o ocenę kosztów cyklu życia.
- Korzystanie z funkcji kompensacji spadku linii w regulatorach napięcia, aby uniknąć narażania transformatorów najbliżej regulatorów na napięcia powyżej 5% powyżej znamionowej.
- zastosowanie transformatora o najmniejszej możliwej pojemności dla każdej instalacji, biorąc pod uwagę takie czynniki, jak temperatura otoczenia podczas obciążenia szczytowego, czas trwania oczekiwanego obciążenia szczytowego i oczekiwany wzrost obciążenia; może to wykluczyć stosowanie całkowicie zabezpieczonych transformatorów (CSP), których przeciążenie jest ograniczone przez automatyczne działanie zintegrowanego wyłącznika wtórnego.
- utrzymuj zapisy, których klienci są podłączeni do każdego transformatora operacyjnego i monitoruj obciążenie klienta na każdym transformatorze; upewnij się, że wszystkie opuszczone transformatory zostały odłączone od linii podstawowej.
inne sposoby zmniejszenia strat
istnieje wiele innych sposobów pomiaru i zmniejszenia strat systemu dystrybucyjnego – niektóre są łatwiejsze do wdrożenia, a inne wiążą się z wyższymi wydatkami. Bardziej kosztowne kroki zazwyczaj obejmują koszt cyklu życia gospodarczego i analizę inżynierską.
- Regularnie sprawdzaj wydajność systemu – i upewnij się, że masz dokładny obraz współczynnika obciążenia.
- wskaż obszary problemowe ze stratami fizycznymi.
- Priorytetyzuj modernizacje w oparciu o największy koszt energii lub utratę popytu.
- utrzymuj równe (zrównoważone) prądy na wszystkich trzech fazach obwodu zasilacza w takim stopniu, w jakim jest to praktyczne.
- używaj największego Ekonomicznego przewodnika do nowych obwodów pierwotnych i utrzymuj obwody wtórne tak krótkie, jak to możliwe.
- użyj największego Ekonomicznego przewodu do nowych obwodów pierwotnych i oceń zalety budowy trójfazowej w porównaniu z jednofazową; unikaj stosowania regulatorów napięcia za podstacją, jeśli to możliwe.
- przeanalizuj banki kondensatorów, aby sprawdzić, czy rozmiar i lokalizacja kondensatora są odpowiednio dopasowane do obciążenia podajnika.
- zainstaluj kondensatory, aby skorygować współczynnik mocy w oparciu o charakterystykę dozownika, modelowanie wspomagane komputerowo i analizę ekonomiczną kosztów cyklu życia.
- sprawdzaj każdy mnożnik licznika zarejestrowany w systemie rozliczeniowym wobec odpowiednich mnożników oznaczonych na licznikach co dwa lata.
- regularnie wykonuj testy i kalibrację licznika. Testuj jednofazowe liczniki klientów co osiem lat, liczniki polifazowe co sześć lat i liczniki o wysokim zużyciu (które przynoszą ponad 3% całkowitych przychodów systemu) rocznie.
- zainstaluj Urządzenia dozujące/nadzorujące dla każdego podajnika, aby uzyskać co najmniej profile napięcia, prądu i współczynnika mocy w stosunku do czasu.
- Konwertuj długie, silnie obciążone obwody jednofazowe na trójfazowe.
- Konwertuj jeden lub więcej podajników na wyższy poziom napięcia
- ponownie przeprowadź pnie istniejących mocno obciążonych obwodów, zaczynając od końca źródła.
zwiększenie wydajności pomaga utrzymać przewagę władzy publicznej w zakresie niezawodności i przystępności cenowej w porównaniu z naszymi rówieśnikami. Dołącz do Listserv usług energetycznych, aby podzielić się dodatkowymi wskazówkami i strategiami ograniczania strat.
PS – przedsiębiorstwa o wybitnych wysiłkach w zakresie efektywności energetycznej powinny rozważyć złożenie wniosku o oznaczenie inteligentnego dostawcy energii. Zgłoszenia należy składać do 30 kwietnia.