Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Przyszłość konwencjonalnej energetyki Polsce : sprawozdanie z panelu dyskusyjnego

Baranowski A., Chmiel J., Ciura S.

Śląskie Wiadomości Elektryczne

|

2017

|

Nr 5 (134)

12--19

PL

W artykule przedstawiono streszczenia referatów wygłoszonych na panelu dyskusyjnym „Przyszłość konwencjonalnej energetyki w Polsce" który odbył się 22 marca 2017 r. na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej. Organizatorami byli Sekcja Energetyki Oddziału Gliwickiego SEP, Koło SEP nr 1 przy PSE S. A. z Oddziału Zagłębia Węglowego SEP oraz Koło SEP nr 9 przy TAURON Dystrybucja i Koło SEP przy ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA z Oddziału Gliwickiego SEP.

EN

The article presents summaries of papers delivered on the panel discussion "The Future of Conventional Power Engineering in Poland" held on March 22,2017 at the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology. The organizers were Energetics Department : from Gliwice Division of SEP, SEP Circle No. 1 at PSE S.A. from Coal Basin Division of SEP, SEP Circle No. 9 at TAURON Distribution and SEP Circle at ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA from Gliwice Division of SEP.

2

Teoretyczne i praktyczne aspekty wyznaczania obciążeń maksymalnych w elementach sieci nN

Ciura S.

Śląskie Wiadomości Elektryczne

|

2015

|

Nr 3 (120)

4--10

PL

Ważnym zagadnieniem praktycznym w elektroenergetyce jest określenie wartości obciążenia maksymalnego dla poszczególnych elementów sieci. Od wartości tego obciążenia zależą bowiem parametry elementów sieci (przekroje przewodów, moce znamionowe transformatorów), czyli ostatecznie - koszty dostawy energii do odbiorców. W niniejszym artykule przedstawiony został teoretyczny sposób wyznaczania ww. obciążenia, oparty na matematycznych podstawach sumowania wartości losowych. Uwzględnia on liczbę odbiorców, zasilanych za pomocą danego elementu sieci oraz prognozowane obciążenie maksymalne dla pojedynczego odbiorcy i jego średnie roczne zużycie energii. Poddane zostały krytycznej analizie i ocenie aktualnie obowiązujące w tym zakresie wytyczne, zawarte w normie N SEP-E-002, ze szczególnym uwzględnieniem wartości współczynników jednoczesności występowania obciążenia maksymalnego dla określonej liczby odbiorców.

EN

An important practical question in electrical power engineering is how to determine the peak load of elements of the transmission network. This is so because the peak load determines the parameters of network elements (the cross-section of wires, the rated power of transformers) and eventually - the cost of delivering energy to customers. This paper presents a theoretical method of determining the peak load, based on the mathematical foundation of adding random variables. It takes into account the number of customers supplied by each element of the network, the forecast peak load for a single customer, and the customer's mean yearly energy consumption. It critically analyzes and evaluates the current guidelines in this matter, included in the N SEP-E-002 norm, with a particular consideration for the values of the coefficients of simultaneous occurrence of peak load for a given number of customers.

3

Opłaty dodatkowe w odniesieniu do odbiorców jako element polityki cenowej w elektroenergetyce

Ciura S.

Rynek Energii

|

2011

|

nr 2

135-140

PL

Opłaty dodatkowe to opłaty związane z ponadumownym poborem energii biernej oraz przekroczeniami mocy umownej. Mogą one mieć znaczący udział w łącznych kosztach dostawy energii do odbiorców. Opłaty te mają bowiem restrykcyjny charakter i są elementem polityki cenowej, prowadzonej w elektroenergetyce. Ich wysokość nie wynika bowiem ze skutków o ekonomicznym wymiarze, powodowanych w elementach sieci elektroenergetycznych podczas przekroczeń poboru mocy czynnej i biernej ponad tzw. wartości umowne. W artykule przedstawiono ocenę skutków ponadumownego poboru energii biernej w porównaniu do opłat ponoszonych przez odbiorców oraz do jednostkowych kosztów kompensacji mocy biernej z punktu widzenia dostawcy i odbiorcy energii elektrycznej. Zaproponowano również nowy sposób rozliczania odbiorców za pobór mocy czynnej ponad wartość mocy umownej.

EN

Additional fees are fees associated with the excess reactive power consumption (over its contracted value) and exceeding the agreed power. They may have a significant share of the total cost of energy supplies to consumers. These fees are really restrictive, and are part of the pricing policy pursued in the power sector. Their height does not result from the effects of the economic dimension, caused in the elements of power grids during excess active and reactive power consumption over the so-called contractual value. The paper presents an evaluation of the effects of the excess passive energy consumption compared to rates paid by consumers and to the unit cost of reactive power compensation in terms of suppliers and purchasers of electricity. Also a new way of settling consumers for the excess active power consumption over the contracted value was proposed.

4

Prognozowanie wartości parametrów charakteryzujących niezawodność zasilania odbiorców z napowietrznych sieci rozdzielczych SN

Ciura S.

Przegląd Elektrotechniczny

|

2011

|

R. 87, nr 2

49-52

PL

W artykule przedstawiona została metoda prognozowania wartości niektórych parametrów charakteryzujących niezawodność zasilania odbiorców. Bazę do weryfikacji tej metody stanowią dane statystyczne gromadzone przez OSD w zakresie nieplanowanych wyłączeń odbiorców. Zaprezentowane zostały przykładowe wyniki prognozy dotyczącej sumarycznego rocznego czasu trwania awaryjnych przerw w zasilaniu odbiorców z napowietrznej sieci rozdzielczej SN. Pokazany został również sposób praktycznego wykorzystania tych wyników.

EN

A method of prognostication of values of some parameters that characterize continuity of supply of consumers is presented in the paper. Statistic data gathered by distribution system operators in the area of unplanned outages make a base for verification of the method. The paper shows sample results of prognosis the total annual duration of unplanned interruptions of supply from some MV overhead distribution network. It also shows a practical use of these results.

5

Gwarantowane wartości parametrów charakteryzujących ciągłość zasilania odbiorców

Ciura S.

Rynek Energii

|

2010

|

nr 2

32-37

PL

Przy zawieraniu umów przyłączeniowych coraz częstym pytaniem, zadawanym przez potencjalnych nowych odbiorców, jest pytanie o gwarantowaną liczbę przerw w ciągu roku oraz czasy trwania tych przerw. Mimo prowadzenia odpowiednich statystyk, dotyczących wszystkich planowanych i nieplanowanych zdarzeń w sieci, OSD nie zawsze potrafią udzielić wiarygodnych informacji w tym zakresie. Dużą trudność sprawia im również prawidłowa ocena ryzyka ewentualnego przekroczenia wartości ww. parametrów, które potencjalny nowy odbiorca uznałby za spełniające jego oczekiwania. W referacie pokazana zostanie metoda prognozowania wartości ww. parametrów, bazująca na danych statystycznych, gromadzonych przez OSD w zakresie nieplanowanych wyłączeń odbiorców. Zaprezentowane zostaną przykładowe wyniki analizy, dotyczącej awaryjnych przerw w zasilaniu odbiorców z III i IV grupy przyłączeniowej, przeprowadzonej z wykorzystaniem danych rzeczywistych pewnej sieci SN.

EN

When contracting their terms of delivery, potential customers more and more frequently ask about the guaranteed number of supply interruptions and their duration. Despite having proper statistics about all planned and unexpected events in the network, the operators of distribution system are not always able to answer the queries with credible information. The operators have also problems with correctly assessing the risk of exceeding the values of the above-mentioned parameters that a potential customer would accept as fulfilling his expectations. This paper shows a method of forecasting these parameters based on statistical data about unexpected interruptions of supply gathered by operators. It also presents sample results of analysis concerning unexpected interruptions of supply for customers in connection group III and IV, carried out using real data from an MV network.

6

Prognozowanie godzinowych strat energii w sieciach Operatorów Systemów Dystrybucyjnych jako podstawa bilansowania handlowego na rynku bilansującym

Ciura S.

Przegląd Elektrotechniczny

|

2009

|

R. 85, nr 3

136-139

PL

Przed Operatorami Systemów Dystrybucyjnych stoi zadanie dokonywania zakupów energii na pokrycie różnicy bilansowej w ich sieciach z zachowaniem zasad, obowiązujących na rynku bilansującym. Wiąże się to z prognozowaniem technicznych i handlowych strat energii w okresach godzinowych w sposób prowadzący do zminimalizowania kosztów odchyleń na ww. rynku. W artykule przedstawiona została propozycja rozwiązania tego zadania wraz z przykładowymi wynikami obliczeń wielkości niezbilansowania dla konkretnego operatora oraz z wnioskami.

EN

Distribution System Operators with respect for balancing market rules have to buy electricity to cover power losses in their networks. It is connected with forecasting of hourly technical and commercial losses in a way which leads to minimization of unbalancing costs in the balancing market. The paper presents the proposal of solving such problem together with sample results of unbalancing calculations for an operator. The main conclusions are also included.

7

Koszty krańcowe dystrybucji jako podstawa kształtowania taryf dla odbiorców końcowych energii elektrycznej

Ciura S.

Rynek Energii

|

1998

|

nr 3

8-12

PL

Przedstawiono sposób wyznaczania i wyniki obliczeń kosztów krańcowych (średnich kosztów przyrostowych ) dystrybucji energii elektrycznej w przeciętnej krajowej spółce dystrybucyjnej. Wyznaczone koszty są niewiele wyższe od obecnych kosztów stałych dystrybucji, ale ich struktura jest odmienna. Pokazuje ona , że obecni odbiorcy zasilani z sieci 110kV subsydiują odbiorców zasilanych z sieci SN i nN.

EN

This paper presentsmethodology and results of calculations of marginal costs (average incremental costs) electric energy distribution for the Polish powersystem. The estimated costs are not much higher than the present tariff rates which correspond to the fixed distribution costs. Howevwer, their structure is significantly different. This structure shows that at present the consumers supplied from the MV and LV network.