avfall inte, vill inte.
i varje steg i det elektriska systemet – från generatorn till utloppet – finns det energiförluster. När energi går förlorad måste verktyg generera eller köpa ytterligare energi för att möta efterfrågan. Med andra ord kostar ineffektivitet pengar.
ett enkelt sätt att beräkna förlust i termer av kostnad är att multiplicera den genomsnittliga energikostnaden per megawattimme gånger de totala energiförlusterna. Ett annat sätt är att ta reda på verktygets förlustprocent, vilket är förhållandet mellan totala energiförluster och totala energikällor. Medianförlustprocenten för offentlig makt är 4,07%. Förluster på mer än 6% för offentliga elföretag kan föreslå alltför stora fysiska förluster.
det finns ett starkt incitament för verktyg att kunna använda det mesta av den el de har. Effektivitet handlar inte bara om kostnad – Det är också en bra mätare av systemprestanda och hälsa, och övervakning av olika föremål, såsom överskottsvärme från transformatorer och annan utrustning, kan stödja ökad tillförlitlighet. Betydelsen av effektivitet för verktyg är därför det är en del av både den smarta energileverantören och pålitliga offentliga Kraftleverantörsbeteckningar.
var kommer förluster från?
vissa systemförluster är oundvikliga och förluster kan inte elimineras helt.
nästan två tredjedelar av energin går förlorad vid produktion och överföring av el.
på distributionsnivå, vilket är vad de flesta verktyg hanterar, uppstår de flesta förluster i linjer (överliggande eller underjordiska) och transformatorer.
- primära linjer och regulatorer kan stå för nästan hälften av distributionssystemförlusterna
- transformatorer står för cirka 27% av distributionssystemförlusterna
förluster i andra enheter, såsom omkopplare och brytare, utgör en lägre del av förlusterna, men kan vara signifikanta i system sekundärer där strömmar tenderar att vara höga.
här är en kort uppdatering om hur offentliga kraftföretag kan arbeta för att minska förluster i ledare och transformatorer.
minska Ledarförluster
Ledare tillåter flödet av elektrisk ström. Ledare erbjuder också motstånd mot strömflödet, vilket resulterar i strömförlust. Effektförlusten (i watt) representeras av det välbekanta förhållandet:
P=i2r
strömmen som bärs av ledaren i ampere (A) och det elektriska motståndet i ohm (POV) symboliseras som I respektive R. Motståndet ökar med ledarens längd och minskar med ledarens tvärsnittsarea. Precis som mer vatten kommer att strömma genom ett brett rör än en smal, är elektrisk laddning högre och motståndet är lägre på ledningar med större tvärsnittsområden.
resistans, R, för en ledare bestäms av följande ekvation:
R = pL / a
resistiviteten hos ett objekt representeras av GHz (rho) och mäts i m (ohmmeter). L representerar längden och A representerar materialets tvärsnittsarea. Förhållandena som visas i ekvationerna bekräftar att ledarmotståndet ökar med större längd och minskar med större tvärsnittsområden.
typiska ledare som används i ny huvudfördelning är 336,4 kcmil 26/7, vilket innebär 26 strängar av aluminiumledare som omger 7 stålsträngar. Området för ledande Aluminium är 336,4 kcmils, där en kcmil är tusen cirkulära mil och en cirkulär mil är området för en cirkel med en diameter av en mil (0,001 tum). Äldre ledare, som #4 AWG kopparlinje, har ett tvärsnitt på 41,7 kcmils.
följande förenklade exempel används för att visa hur reconductoring kan minska linjeförluster. Om ett verktyg ersätter # 4 AWG solid koppartråd med 336.4 kcmil strängad aluminiumtråd på dess fördelning, kan det minska strömförlusten med en faktor på nästan 5.
| Ledare | strandning | cirkulära mils | tillåten ampacity | motstånd ohm / mil | Linjeförluster för 100-amp belastning vid slutet av en 1-mils linje |
| 4 AWG | fast | 41,740 | 170 | 1.314 | 13,14 kW |
| 336.4 | 26/7 | 336,400 | 510 | 0.273 | 2.73 kW |
renovering eller byte av gamla ledare är en viktig förlustreduceringsteknik och kan ge ökad kapacitet på systemet. Medan reconductoring är teoretiskt ett bra alternativ för att minska förluster, är processen, inklusive ny hårdvara, kostsam.
minska Transformatorförluster
transformatorer avgå högspännings el från en kraftledning till en lägre spänning på distributionssystemet. Transformatorförluster faller i två kategorier — belastningsförluster (lindningsförluster) och förluster utan belastning (kärnförluster). Inga belastningsförluster uppstår kontinuerligt medan transformatorn är strömförande och belastningsförlusterna varierar när belastningen ändras.
de flesta transformatorförluster är belastningsförluster, vilket gör beräkningen av belastningsförluster till ett väsentligt element i varje transformatorutvärdering.
transformatorkapaciteten, eller en transformatorns elektriska storlek, är klassad i kVA. Transformator kva-laddning är produkten av ström och spänning. kV är den nominella transformatorspänningen i kilovolt och jag är transformatorströmmen i ampere. Produkten är ungefär densamma på antingen den primära eller sekundära sidan av transformatorn.
enfasstransformatorer kva loading = kV * I
trefasstransformatorer kVA loading = 3 kv * i
spänningen för trefasiga kretsar i ovanstående uttryck är linje-till-linje-spänningen och strömmen som refereras är linjeströmmen. Transformatorbelastningen är klassad i kVA och är tre gånger belastningen per fas, förutsatt att faserna är ungefär balanserade. Uttrycket gäller för både delta-och wye-anslutna lindningar.
spänningen i ett distributionssystem måste hållas vid eller nära märkvärdet. Transformatorbelastningsförluster, som varierar nära kvadraten av strömmen, varierar också ungefär med kvadraten på transformatorn kVA-lastning. Lastförluster och förluster utan belastning vid nominell transformatorbelastning kan erhållas från tillverkarens data eller från tester utförda på transformatorn.
några exempel på teknikalternativ som tillverkare använder för att förbättra effektiviteten inkluderar:
- elektriska kärnstål av högre kvalitet
- olika ledarmaterial
- justeringar av kärn-och spolkonfiguration
verktyg kan också bygga in garantier mot transformatorförlustvärden för att köpa avtal med tillverkare, till exempel genom att:
- kräver utökad tillverkartestning för stora massor av transformatorer med stödjande testdokumentation.
- kräver besök på plats av verktygspersonal under tillverkartestning.
- använda ett oberoende laboratorium för att testa prover av transformatorer.
- kräver prisjusteringar för transformatorer som inte uppfyller den garanterade förlustprestanda.
andra strategier för att minska och övervaka transformatorförlust inkluderar:
- inköp av nya transformatorer (och spänningsregulatorer) baserat på en livscykelkostnadsutvärdering.
- använda line drop compensation-funktionen på spänningsregulatorer för att undvika att utsätta transformatorerna närmast regulatorerna för spänningar över 5% över nominella.
- använda den minsta kapacitetstransformatorn som är möjlig för varje installation, med tanke på faktorer som Omgivningstemperatur under toppbelastning, varaktighet för förväntad toppbelastning och förväntad belastningstillväxt; detta kan utesluta användningen av helt självskyddade (CSP) transformatorer, vars överbelastningskapacitet begränsas av den automatiska driften av den integrerade sekundära brytaren.
- föra register över vilka kunder som är anslutna till varje driftstransformator och övervaka kundbelastningen på varje transformator; se till att alla övergivna transformatorer har kopplats från primärlinjen.
andra sätt att minska förlusten
det finns många fler sätt att mäta och minska förlusten av distributionssystem – några som är enklare att genomföra och andra som är förknippade med högre kostnader. De dyrare stegen kommer vanligtvis att innebära ekonomisk livscykelkostnad och teknisk analys.
- undersök regelbundet systemprestanda – och se till att du har en korrekt bild av din belastningsfaktor.
- identifiera problemområden med fysiska förluster.
- prioritera uppgraderingar baserat på största energikostnad eller efterfrågeförlust.
- behåll lika (balanserade) strömmar på alla tre matarkretsfaserna så mycket som är praktiskt.
- använd största ekonomiska ledare för nya primära kretsar och håll sekundära kretsar så korta som möjligt.
- använd den största ekonomiska ledaren för nya primära kretsar och utvärdera fördelarna med trefas kontra enfas konstruktion; undvik applicering av spänningsregulatorer nedströms från transformatorstationen där det är möjligt.
- analysera kondensatorbanker för att verifiera att kondensatorns storlek och plats är korrekt anpassade till matarbelastningen.
- installera kondensatorer för att korrigera effektfaktorn baserat på uppmätta mataregenskaper, datorstödd modellering och livscykelkostnadsekonomisk analys.
- kontrollera varje mätmultiplikator som registrerats på faktureringssystemet mot motsvarande multiplikatorer markerade på mätarna vartannat år.
- utför mätartestning och kalibrering regelbundet. Testa enfas kundmätare vart åttonde år, flerfasmätare vart sjätte år och höganvändningsmätare (som tar in mer än 3% av de totala systemintäkterna) årligen.
- installera substationsmätnings – / övervakningsutrustning för varje matare för att åtminstone få profiler av spänning, ström och effektfaktor kontra tid.
- konvertera långa, väsentligen laddade enfasiga kretsar till trefas.
- konvertera en eller flera matare till en högre spänningsnivå
- omdirigera stammarna i befintliga tungt belastade kretsar, med början vid källänden.
ökad effektivitet bidrar till att fortsätta att hålla den offentliga maktens kant i tillförlitlighet och överkomliga priser jämfört med våra kamrater. Gå med i energy services listserv för att dela ytterligare tips och strategier för att minska förlusten.
PS – verktyg med enastående energieffektivitetsinsatser bör överväga att ansöka om smart energy Provider-beteckningen. Ansökningar förfaller 30 April.