АНОТАЦІЯ
У даному проекті розраховані втрати напруги в тягової мережі з екрануючим і підсилювальних проводами і без них на лімітуючим блок - ділянці для фідерної зони Тернопіль - Красне. Для цієї ж ділянки розраховані втрати електроенергії і коефіцієнт екрануючу дію, що дозволяє оцінити ступінь зниження магнітних впливів тягової мережі з ЕУП на суміжні лінії, показаний економічний ефект від впровадження системи тягового електропостачання з ЕУП на ділянці Тернопіль - Красне, а також розглянуто питання про ефективність використання диференційованих тарифів.
Зміст
Введення
1. Опис системи тягового електропостачання з екрануючими і підсилюють проводами
1.1. Конструктивні особливості пристрою контактної мережі з екранованим і підсилює проводами
1.2. Ізоляція та розміщення екрануючого і посилює проводів
2. Розрахунок параметрів тягової мережі напругою 27,5 кВсЕУП
2.1. Вихідні дані
2.2. Розрахунок втрат напруги в тяговій мережі
2.3. Розрахунок коефіцієнта екрануючу дію
2.4. Розрахунок втрат електроенергії в тягової мережі на ділянці Тернопіль - Красне
3. Оплата електричної енергії за диференційованим і одноставочними тарифами
4. Економічний ефект від впровадження системи ЕУП
на ділянці Тернопіль - Красне Висновок
Список використаної літератури Додаток
ВСТУП
Перші ділянки електротяговий мережі із зворотними-екрануючими - і підсилюють проводами (ЕУП) з'явилися на залізницях однофазного змінного струму частотою 50 Гц в Росії ще в кінці 70-х роках ці проводи на обох шляхах підвішували до траверси з польової сторони опор. Ближче до опори на одному ізоляторі монтували образний провід, потім на мінімально допустимому за умовами ізоляції відстані на гірлянді з трьох або чотирьох ізоляторів - підсилюючий провід, а на кінці траверси на гірлянді ізоляторів - провід системи ДПР для електропостачання нетягових споживачів. Таке переобладнання електротяговий мережі здійснювалося на діючих лініях без перерви руху поїздів.
До кінця 80-тих років протяжність переобладнаних ділянок перевищила 500 км. Основними завданнями, які вирішувалися в той час, були зниження втрат електроенергії в контактній мережі, зменшення електромагнітних впливів на суміжні споруди та лінії зв'язку, стабілізація рівня напруги.
Економія електроенергії в окремі роки на двоколійних ділянках досягала 25 тис. кВт - год на кожній колії на рік (у порівнянні зі звичайною контактною мережею), а електромагнітне вплив зменшився в 2 рази Використання електротяговий мережі з підсилюючими та зворотними проводами дозволило відмовитися від застосування відсмоктувальних трансформаторів , які раніше були встановлені на окремих ділянках Північно-Кавказької і Горьківської доріг і усунути тим самим ряд незручностей і проблем, пов'язаних з особливостями їх експлуатації.
У 90-тиегоди така мережа отримала розповсюдження і в Європі у зв'язку з розвитком швидкісних залізниць Особливо інтенсивно вона впроваджується в Німеччині, зокрема на лініях Ганновер - Вюрцберн, Мангейм - Штутгардта; по яких рухаються високошвидкісні експреси. Швидкісний поїзд, потужністю 8-16 МВт представляє собою зосереджене навантаження. Споживаний струм значний, тому необхідно, щоб контактна мережа мало низький опір, стабільний рівень напруги і не перегрівалася струмом. Такі властивості може забезпечити саме тягова мережа з підсилюючими та зворотними проводами при найменших витратах
Слід зазначити, що сфера економічно доцільного застосування тягової мережі з ЕУП значно ширше. Низький опір цієї мережі дозволяє істотно збільшити відстань між тяговими підстанціями, а отже значно зменшити їх кількість.
Всі вище описані переваги були враховані при електрифікації залізничної ділянки Тернопіль - Красне, першою електрифікації виконуваної на залізницях України
Ця дипломна робота і присвячена дослідженню системи електротяги з ЕУП яка була застосована на ділянці Тернопіль - Красне.
1. ОПИС СИСТЕМИ ТЯГОВОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ з екрануючими І прибула Проводу.
1.1. Конструктивні особливості пристрою контактної мережі з екранованим і підсилює проводами.
Для найбільш ефективного використання системи електропостачання контактної мережі змінного струму напругою 27,5 кВ з ЕУП необхідно максимальне зближення проводів ланцюгової підвіски з рейкової ланцюгом.
В основу розробки конструктивних особливостей схеми з'єднання проводів та елементів пристрою ЕУФ (екранований підсилює фідер) покладено такі вимоги: забезпечення паралельної підвіски проводів УП і ЕП на відстані 600-800 мм для виключення схлестиванія цих проводів в будь-яких метеорологічних умовах; забезпечення можливості ремонту кожного анкерного ділянки при пропуску поїздів з опущеними струмоприймачами; дотримання електробезпеки при експлуатаційному обслуговуванні. необхідність одночасного розміщення проводів ЕУФ з підвішуванням на тих же опорах контактної мережі проводами іншого призначення (ДЩ ЛЕП тощо); забезпечення умов для електричної плавки ожеледі, надійних умов роботи рейкових кіл СЦБ при обслуговуванні системи ЕУФ, а також автономної роботи системи ЕУФ в межах одного анкерного ділянки.
Для підвіски проводів ЕУФ рекомендується приймати типової кронштейн КФД або КФДС. Провід ДПР, як найбільш легкий, розташований з краю. УП і ЕП мають однакове натяг, так як виконуються з проводів однієї марки, і зміщені по горизонталі й вертикалі таким чином щоб витримати між ними відстань 600 - 800мм. При такому розташування проводів УП і ЕП зручно приєднувати електричні з'єднувачі дроти УП до ланцюгової підвісці у прольоті. Разанкеровку дроти УП виконують за типом разанкеровке проводів ДПР (без влаштування обвідного з'єднувача) і сполучають з сполученнями анкерних ділянок контактної підвіски на одній з перехідних опор. У місцях установки електричних з'єднувачів анкерних ділянок проводів УП з'єднується з проводами ланцюгової підвіски поздовжніми електричними з'єднувачами еквівалентного перерізу (приблизно через кожні 200-250 м). Крім того, в середині анкерного ділянки встановлюється поперечний електричний з'єднувач. Таким чином, між дротом УП та контактної підвіскою в межах анкерного ділянки влаштовується три електричних з'єднання.
При необхідності поділу перегонів на зони для забезпечення ремонтних робіт на контактній мережі з пропуском електрорухомого складу опущеними струмоприймачами на кордоні зон одне з сполучень анкерних ділянок виконується за нормативами ізолюючого з роз'єднувачем, що відключає зону на час проведення ремонтних робіт. Всі сполучення анкерних ділянок при цьому повинні бути обладнані для електричної плавки ожеледі.
Екрануючий провід (ЕП), будучи паралельної частиною тягової рейкової ланцюга підвішується незалежно від анкерування ланцюгової підвіски і приєднується до рейок заземлювальними подвійними спусками через середню точку колійного дроселя-трансформатора згідно з правилами приєднання пристроїв контактної мережі до рейковим ланцюгах (див. рис. 1.1.)
Існує й інший спосіб заземлення екрануючого дроти. Екрануючий провід може бути заземлений на індивідуальні заземлювачі, змонтовані поблизу опори контактної мережі. Заземлювач виконують з трьох сталевих стрижнів довжиною 2м і товщиною 20 мм, з'єднаних один з одним і розташованих на відстані 1-1,5 м від опори контактної мережі. З екрануючим проводом його з'єднують за допомогою заземлювального спуску. Такі заземлювачі необхідно монтувати на відстані близько 200м один від одного у кожної четвертої опори контактної мережі. (При цьому сумарна заземлення не перевищує 1,2 -1,4 Ом / км).
При такому способі заземлення екрануючий провід взагалі не з'єднується з рейкою, що спрощує обслуговування рейкових кіл. Крім того, цей контакт може одночасно виконувати роль троса групового заземлення опор, завдяки чому значно спрощується експлуатація електрифікованих ділянок, так як суттєво зменшується число заземлюючих спусків і іскрових проміжків на кожній опорі. Даний спосіб заземлення підтверджено практикою.
Експлуатація контактної мережі з ЕУФ аналогічна експлуатації типової контактної мережі з підсилюючими проводами. Однак, оскільки ЕП лише на відстані 200 м від місця його приєднання до рейок може виконувати функції групового заземлювального, то за межами цієї відстані одночасно з відключенням заземленням контактної мережі переносними заземлювальними штангами заземлюється на рейки у місця робіт також і провід ЕП. При цьому для виключення щунтірованія заземлювальної штангою полуобмоткі дроселя-трансформатора ЕП у місця приєднання його до рейок виконується секціонованими допомогою знімних перемичок, які на час робіт і заземлення проводу ДП на рейки заземлювальними штангами знімаються для виключення порушення рейкового кола СЦБ.
Зняття перемичок проводиться за допомогою попередньо встановлених переносних шунтуючих штанг.
Зважаючи на достатньої кількості колій на станціях і перетинах контактної мережі з провідністю не менш перегінній, проводи ЕУФ в межах станцій не прокладаються.
1.2.Ізоляція та розміщення екрануючого і посилює проводів
Екрануючий провід рівномірно і багаторазово заземлений по всій довжині, в принципі можна підвішувати без ізоляції. Проте з причини того, що фундаменти опор знаходяться під потенціалом «близьким землі», доцільно підвішувати його на ізоляторах, розрахованих на напругу рейки - земля. Практично екрануючий провід кріплять на одному підвісному ізоляторі. Розміщений на тому ж кронштейні підсилює перевезення; підвішений на гірлянді з трьох (чотирьох) ізоляторів, що дозволяє рознести підсилює і екрануючий дроту не тільки по горизонталі, але і по вертикалі, а це знижує можливість їх схлестиванія.
У процесі розробки тягової мережі з ЕУП були проведені оптимізаційні розрахунки взаємного розміщення екрануючого і посилює проводів по всьому комплексу впливають параметрів і визначені оптимальні відстані. Так, відстань між контактним проводом і підсилювальних має становити 4.5м, між опорою і екрануючим дротом і між екрануючим і підсилювальних проводами-0.7м (по горизонталі); відстань між підсилює дротом і рейками - 8,8 м, а між екрануючим і підсилювальних проводом (по вертикалі) - 0,4 м.
Можливо, використовувати екрануючий провід в якості грозозахисного троса, при цьому висота його підвісу повинна бути збільшена, що призводить до деякого, досить незначного погіршення електричних параметрів і екрануючу дію.
2. РОЗРАХУНОК ПАРАМЕТРІВ тягової мережі НАПРУГОЮ 27, 5 KB З ЕУП
2.1 Вихідні дані
В якості розрахункової ділянки був прийнятий ділянку Тернопіль - Красне. Це двоколійний ділянка, що має двостороннє харчування. Ділянка харчується від фази «В».
Вантажний рух на даній ділянці невелике (6 вантажних поїздів на добу), тому в якості розрахункової був прийнятий пасажирський поїзд. Всього за добу проходить 23 потяги в парному і 24 поїзди у непарному напрямку. Дільнична швидкість - 68 км / ч.
Тип контактної підвіски - М 95 + МФ - 100.
На тягових підстанціях в Тернополі і Красне встановлені трансформатори потужністю 25 МВА .. У нормальному режимі в роботі знаходиться 1 трансформатор.
В якості підсилюючого і екрануючого проводів застосовані проводу марки А-185.
2.2 Розрахунок втрат напруги в тяговій мережі
Відомо, що рівень напруги на струмоприймачі електрорухомого складу на будь-якому блок-ділянці залізничної лінії повинен забезпечити пропускну здатність. При цьому він не повинен бути менше 21 кВ при змінному струмі напругою 25 кВ. Однак на окремих ділянках з дозволу M П C допускається напруга 19 кВ.
Середня напруга на струмоприймачі поїзда на лімітуючим блок-ділянці можна визначити за формулою:
U T = U О - U ТП - U ТС1-2 - U ТЗ, (2.1.)
де Uo-напруга холостого ходу на шинах підстанції, кВ;
U ТП - втрати напруги в еквівалентному опорі підстанції, кВ;
U ТЗ - середня втрата напруги в тягової мережі до струмоприймача поїзда за час руху його за лімітуючими блок-ділянці, кВ;
U ТС1-2 - втрати напруги в контактній мережі до струмоприймача поїзда на лімітуючим блок-ділянці, що викликані струмом в контактній мережі сусідньої ділянки, кВ.
Втрату напруги в тяговій мережі U ТЗ при двосторонньому харчуванні участкка з вузловим з'єднанням контактних підвісок шляхів визначимо за формулою:
U TC = Z TC I P * l KO * (1 - l KO) +
+ [L 1 2 1 - l KO + L 2 лютого *] + l KO (ll C), (2.2)
де Z ТЗ - опір тягової мережі одного шляху двоколійної ділянки,
Ом / км
I р-середній струм поїзда за час ходи з лімітуючим блок-ділянці, А;
I 1 - середній струм поїзда за час ходи з парним шляху межподстанціонной зони. А;
I 2 - середній струм поїзда за час руху по непарному шляху між-
підстанційних зони. А;
n 01 - максимальне число потягів на парному шляху межподстанціонной
зони;
n 02 - теж, на непарній колії;
l ко - відстань від розрахункової підстанції до середини лімітує блок-ділянки, км;
l 1 - відстань від розрахункової підстанції донанала лімітує
блок-ділянки, км;
l 2 - відстань від сусідньої підстанції до кінця лімітує
блок-ділянки, км;
l C - відстань від розрахункової підстанції до поста секціонірова-
ня, км;
l K - довжина лімітує блок-участка.км;
l - Довжина межподстанціонной зони, км.
Втрати напруги до струмоприймача поїзда, що знаходиться на лімітуючим блок-ділянці, що викликані струмом в контактній мережі сусіднього шляху можна визначити за такою формулою:
U TC 1-2 = Z 1-2 * l KO * I 2 * [l c * - +] +
I 1 * n 01 *, (2.3)
де Z 1.2 - складене взаємне опір тягової мережі двоколійної ділянки при роздільному роботі підвісок. Ом / км;
Втрата напруги в еквівалентному опір підстанції для плеча, яке живиться випереджаючої фазою (фазою b), визначається за формулою:
U тп = Z тп * * I оп - * I від, (2.4)
де Z ТП - еквівалентний опір тягової підстанції, приведене до числа витків тягової обмотки трансформатора. Ом;
I ОП - діючий струм випереджаючого плеча харчування підстанції, А;
I ВІД - діючий струм відстає плеча харчування підстанції, А
Z ТП = 3 * 0.69 * +, (2.5)
де U ном - номінальна напруга на шинах тягової підстанції, кВ;
S hom - номінальна потужність трансформатора підстанції, МВ А;
S K - потужність тре х фазного КЗ на вводах у підстанцію, МВА.
Z 1-2 = 0,8 * r 1-2 +0,69 * x 1-2, (2.6).
Схема для розрахунку даної ділянки представлена на рис.2.1.
Для розрахунку були прийняті наступні значення:
l = 89,5 км;
l C = 47,5 км;
l KO = 44,75 км;
l KO = 2км;
l 1 = l 2 = (l - l K) / 2 = 43,5 км;
Z TC = 0,224 O м / км (опір тягової мережі з екрануючим і підсилювальних проводами);
Z тс = 0,41 Ом / км (опір тягової мережі без екрануючих і
підсилюють проводів);
r 1-2 = 0,0550 м / км; x 1-2 = 0,17 Ом / км; Z 1 = 0,16 Ом / км;
U K = 10,5; U ном = 27,5 кВ; S ном = 25 МВ А; S K = 3800 МВ A; Z ТП = 6,57 Ом,
Приймемо Ip = 1,3 I 1, I 1 і I 2 бу д ем змінювати від 80А до 110 А;
n 01 і n 02 від 1 до 10 (оскільки дільнична швидкість поїзда складає 70км / ч, то при межпоездном інтервалі 8 хв. на заданій межподстанціонной зоні одночасно може перебувати не більше 10 поїздів).
Розрахунок втрат напруги систем з екрануючим і підсилювальних проводами і без них був виконаний за допомогою спеціальної програми, названої tat. Exe tatl. Exe, в Турбобейсіке. Текст програм див. у Додатку 1. Роздруківки результатів наведені в табл. 2.1. ~ 2.15
За результатами, наведеними в табл. 2. 1 - 2.15, побудовані графіки (см.ріс.2.2-23)
Також ступінь зниження втрат напруги в тягової мережі з ЕУФ можна визначити до оеффіціентом
Ku = Z / Z ЕУП, (2.7)
де Z - еквівалентний опір тягової мережі при звичайній системі живлення. Ом / км;
Z ЕУП-еквівалентне приведений опір тягової мережі з
ЕУП, Ом / км.
Таким чином, якщо Z = 0,41 Ом / км, а Z ЕУП = 0,224 Ом / км, то К U = 1,83.
Таким чином, втрати напруги в тяговій мережі зменшаться в 1,83 рази.
2.3 Розрахунок коефіцієнта екрануючу дію
Наявність заземленого екрануючого дроти, розташованого поблизу контактної підвіски, і посилює проводу призводить до зниження напруженості електричного поля в навколишньому просторі, а отже, до зменшення електричних впливів на суміжні споруди. Ступінь зниження цих впливів залежить від взаємного розташування тягової мережі та суміжної лінії. В окремих випадках для отримання найбільшого ефекту рекомендується змінити геометрію підвіски екрануючого проводу на конкретній ділянці.
Зниження магнітних впливів тягової мережі з ЕУП на суміжні лінії можна оцінити коефіцієнтом екрануючу дію:
До Е = 1 -, (2.8)
де I Е - струм, що протікає в контурі екрануючий провід - земля, А;
I K - струм, що протікає в контурі контактний провід - земля, А
Для визначення величин струмів I Е, I K скористаємося розрахунковою схемою, яка наведена на рис. 2.4.
На рис. 2.4. показана схема розташування проводів на опорі контактної мережі для одноколійного ділянки (у даному випадку будемо вести спрощений розрахунок і вважати, що впливом другої колії на суміжне споруду можна знехтувати). У цій схемі контактний дріт і має трос замінені одним еквівалентним проводом.
Н a рис. 2.4. використані такі позначення:
Z K, Z Y, Z Е, Z P - відповідно опору контурів: контактна підвіска - земля, що підсилює провід - земля, екрануючий провід - земля;
еквівалентний рейок-земля;
I K, I Е, I У, I Р - Відповідно струми: контактної підвіски, що підсилює фідера, екрануючого дроти, рейки;
z ук, z у е, z ек - відповідно опору взаємної індукції між підсилює дротом і контактної підвіскою, що підсилює дротом і екрануючим дротом, і екрануючим дротом і контактної підвіскою;
z кр, z ур, z ер - Відповідно опору взаємної індукції між контактної підвіскою та рейками, що підсилює дротом і рейками, екрануючим дротом і рейками.
З похибкою, що не перевищує 1,5% можна прийняти z кр = z ур = z ер = z н. Це рівносильно припущенням, що струм рейкового кола индуктирует однакові за величиною і фазі ЕРС у всіх проводах тягової мережі і не робить впливу на розподіл струмів між ними.
Для цієї схеми справедлива наступна система рівнянь:
U K = I K Z К + I y Z ук - I E Z KE - I P Z KP;
U y = I y Z y + I K Z KY - I E Z YE - I p Z yp;
U E = I E Z E + I P Z EP - I K Z EK - I Y Z YE (2.9)
U P = I P Z P + I E Z EP - I K Z KP - I Y Z YP;
де U K, U y, U E, U P - падіння напруги на 1 км довжини контурів відповідно контактна підвіска - земля, що підсилює провід - земля, екрануючий провід - земля, еквівалентний рейок - земля, В / км.
Опору контурів провідник - земля і взаємної індукції Z М між кожною парою таких контурів обчислюють відповідно за формулами:
Z пр - земля = R o + 0.05 + j * (0.145 lg + 0.016), (2.10)
де R про - Активний опір проводу довгою 1 км, Ом / км;
D е - еквівалентна глибина повернення струму в землі, м;
r пр - радіус дроту, м.
, (2.11)
де f - частота струму, Гц;
y з - питома провідність землі, y з = 0,5 * 10 - 3, См / м;
= 4168 м.
, (2.12)
де D - відстань між центрами двох провідників, м;
m о - магнітна постійна, m о = 4 p * 10 - 7 Гн / м;
w - кутова частота, w = 2 p f = 2 p * 50 = 314 с - 1
Певні за формулами (2. 10) і (2.12) значення опорів, а також значення опорів 1 км контактної підвіски і рейкового кола, визначені відповідно до [3] наведено в табл. 2.16.
Таблиця 2.16.
Z ук, Ом / км | Z уз, Ом / км | Z ек, Ом / км | Z до, Ом / км | Z е, Ом / км | Z р, Ом / км
| Z н, Ом / км |
0.05 + j 0,472 | 0,05 + J 0,58 | 0,05 + j 0,483 | 0,094 + J 0,284 | 0,211 + j 0,404 | 0,11 + j 0,252 | 0,05 + j 0,354 |
Невідомими у наведеній системі рівнянь є струми і падіння напруги. Однак відомо, що U к = U у, U е = U р внаслідок паралельного з'єднання контурів.
Вирішуючи систему рівнянь (2.9), отримаємо співвідношення, що дозволяють розрахувати розподіл струмів між окремими елементами тягової мережі;
, (2.13)
, (2.14)
Користуючись формулами (2.13), (2.14) можна написати:
, (2.15)
Тепер можна підрахувати коефіцієнт екранування, підставивши значення опорів, наведених в табл.2.16.
У результаті отримаємо До Е = 0,58
Для тягової мережі з ЕУП знамення коефіцієнта екранування знаходиться в межах До Е = 0,55-0,6.
Таким чином, отримане знамення коефіцієнта екранування задовольняє висунутим вимогам і лежить у зазначених межах.
Ефект зниження магнітного впливу на суміжні споруди був підтверджений експериментально. Хоча при цьому слід зазначити, що в якості підсилюючого і екрануючого проводів бралися дроти ДПР марки ПБСМ-50 і відстань між ними було не 800 мм, 1.5 м. Але і в цьому випадку було відмічено зниження магнітних впливів на суміжні споруди. Як вже зазначалося, ми вели розрахунок коефіцієнта екрануючу дію для одноколійного ділянки. Слід відзначити »що для двоколійних ділянок ступінь зниження магнітних впливів на 20 - 25% вище внаслідок наявності екрануючих проводів і на другому шляху.
2.4 Розрахунок втрат електроенергії в тягової мережі на ділянці Тернопіль - Красне
Виконаємо розрахунок втрат енергії в тягової мережі для ділянки Тернопіль - Красне для двох варіантів: тягова мережа із застосуванням ЕУП і тягова мережа без застосування ЕУП
Як згадувалося вище ділянку Тернопіль - Красне є двоколійним ділянкою з вузловою схемою живлення. Тому розрахунок втрат енергії для даної ділянки можна виконати за такою формулою:
D , (2.16)
де Т - розрахунковий період, Т = 24 години;
U ном - номінальна напруга на струмоприймачі поїзда,
U ном = 25 кВ;
t, t H - Час руху поїзда по межподстанціонной зоні в парному, непарному напрямку відповідно, год;
J - мінімальний межпоезоной інтервал, J = 8 / 60 = 0,133 год;
N, N H - середньо добове число потягів в парному, непарному напрямку відповідно, N = 24, N H = 23;
W T - втрати електроенергії на рух потягу по межподстанціонной зоні за період Т, кВт * год
При однотипних поїздах, а це дійсно так оскільки на ділянці в основному знаходяться пасажирські поїзди, W T можна визначити за формулою:
(2.17)
де W, W н - втрати електроенергії на рух поїзда в парному, непарному напрямку відповідно, кВт * год
Втрати електроенергії на рух поїзда в парному і непарному напрямку приймемо рівними, оскільки тип підвіски в парному і непарному напрямку однаковий, а струм поїзда будемо змінювати в межах I п = 80-210 А з кроком 10А Таким чином
, (2.18)
де r - активний опір тягової мережі, Ом / км
р == 0.149 Ом I км - активний опір тягової мережі без ЕУП, а r = 0.086 См / км - активний опір тягової мережі з ЕУП відповідно до [] та [];
l - довжина межподстанціонной зони, l = 89,5 км.
Також приймемо що t = t н = l / V уч. = 89,5 / 68 = 1,31 год (V уч = 68 км / год - дільнична швидкість поїзда).
Підставивши дані у формули (2.16) - (2.18) отримаємо втрати енергії за місяць на заданій ділянці. Для визначення значень втрат енергії була використана програма tan. Exe, текст якої наведено в додатку 1, а результати нижче.
За отриманими результат побудуємо графік, що відображає залежність втрат енергії від величини струму, що споживається поїздом для тягової мережі з і без ЕУП
Ступінь зниження втрат енергії при використанні тягової мережі з ЕУП характеризується коефіцієнтом
К = r / r ЕУП, К = 0,149 / 0,086 = 1,73.
Таким чином використання системи тягового електропостачання з ЕУП дозволяє забезпечити зниження втрат активної енергії до 1,73 разів.
3. ОПЛАТА ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ за диференційованими І одноставочні тарифи.
Існуюча нині система обліку та контролю витрат електричної енергії на залізничному транспорті заснована на що склалася в попередні роки системі, розрахованої на низьку ціну однієї кіловат-години.
При різкому підвищенні тарифів на електроенергію виявилися умови, які не дозволяють з достатньою точністю і ефективністю вести розрахунки з енергосистемами та залізничними споживачами. До них відносяться:
- Низький клас точності лічильників;
Збільшення числа нетягових споживачів, підключених за 30-40 років роботи підстанцій до їх распредустройства 10-35 кВ, змінило порядок розрахунків за електричну енергію на тягу поїздів. Зараз вона обчислюється з різниці сум показників лічильників на вводах підстанцій та показань лічильників нетягових споживачів. При цьому всі неточності розрахунку відносяться на тягу поїздів.
При розрахунках похибок енергії, яка обліковується декількома лічильниками на фідерах підстанції, використовується відомий вислів для дисперсій
, (3.1.)
де - Дисперсія сумарних витрат енергії за фідера з номером i,
W i - витрата енергії за фідера з номером i,
n - число фідерів.
Відносна похибка дорівнює
, (3.2)
Похибки, обчислені за цим формулами для W в реальних умовах, не перевищують ± 2% при класі точності лічильників 2.
Похибка обчислень енергії, що витрачається на тягу поїздів, визначається по різниці показань за формулою
, (3.3)
де W - енергія обчислена за лічильниками вводів підстанцій;
- Сума енергій для n нетягових фідерів з номерами 1, 2, ..... i ..... n;
- Дисперсія різниці, отримана за лічильниками вводів і лічильникам відходять фідерів.
Дисперсія
, (3.4)
Середньоквадратичне відхилення, обчислений для існуючих схем обліку енергії, не повинно перевищувати ± 4% від W при класі точності лічильників 2:
, (3.5)
Похибка Y може змінюватися у великих межах - від 1-2%,
коли прагне до нуля і W = W т (W т - енергія тяги, що дорівнює енергії, яка обліковується на вводах підстанції).
Коли , То Y прагне до нескінченності, проте в реальних умовах вона не перевищує 10% від .
З-за механічних причин індукційні лічильники у багатьох випадках недоучітивают енергію, тому при обчисленнях «по різниці показань» значення енергії, що витрачається на тягу поїздів, виходять завищеними.
У теж час енергосистеми пред'являють підвищені вимоги до споживачів електричної енергії: встановлюються межі електроспоживання активної та реактивної енергій, максимальні значення потужності в години найбільшого завантаження енергосистеми, вводяться штрафні тарифи за порушення накладених обмежень, встановлюються межі генерування реактивної енергії.
У всіх цих випадках необхідно підвищення точності обліку електричної енергії. Багато вимог, які закладаються в договори на оплату електричної енергії, неможливо виконати без впровадження системи автоматичного контролю та обліку електричної енергії. Автоматизація особливо потрібна в разі оплати за двохставковим або диференційованим тарифом.
При оплаті за двохставковим тарифом необхідно стежити за максимальною потужністю в години найбільшого навантаження енергосистеми і по ній визначати заявлену потужність Р з. Максимальні значення заявленої потужності і коефіцієнта максимуму К м, вище яких оплата за одноставочному тарифом менше, ніж за двохставковим, розраховується за формулами:
(3.6)
(3.7)
де С о - одноставочний тариф за активну електричну енергію, грн. / кВт * год;
С - плата за один кіловат заявленої потужності, грн. / КВт;
З d - оплата за активну енергію при двоставковий тариф,
грн. / кВт * год,
Т - інтервал часу, для якого розраховується Р з, ч;
W - витрата енергії за час Т, кВт * год
Таким чином, величини К м і Р з залежать від значень тарифних ставок.
Плата за електроенергію при диференційованому тариф буцет визначаться виразом
, (3.8)
де Т n, Т nn, Т н - тарифні ставки в піковому, напівпіковому і нічному періодах навантаження, грн. / КВт * год;
W n, W nn, W h - споживання енергії в піковий, напівпіковий і
нічний періоди навантаження, кВт * год
Тариф Т н розраховується за витратами енергії на паливо, T nn-приймається рівним середньому по енергосистемі Т СР, який розраховується за загальними витратами енергосистеми та електроспоживання за попередній період, а Т n визначається обчисленням і залежить як від ставок T nn, Т c р , Т н, так і від співвідношень електроспоживання за часом доби β н, β nn, β n.
Тариф Т n може в кілька разів перевищувати тариф Т н. У цьому випадку при вимірюванні електроспоживання по зонах доби осереднення диференційована тарифна ставка буде значно змінюватися. Зміна тарифної ставки зручно простежити за рис. 3.1., Де розглянуто два випадки: 1) Т n = 4Т н, Т Cр. = 2 T н; 2) Т n = 3 Т н, Т СР = 2Т н. В обох випадках β н = β nn.
Про 10, 20 30 40 50 60 70 80 90 100
рис. 3.1.
З рис. 3.1. видно, що споживач електроенергії повинен регулювати електроспоживання за часом доби, щоб частка електроспоживання в піковій зоні не виходила за межі області, позначеної на рис.3.1. β n 1 (для першого випадку). При зменшенні Т n від 4Т н до ЗТ н ширина цієї області збільшується до β n 2 (другий випадок).
Якщо частка електроспоживання в піковій зоні β n в реальних умовах перевищить зазначені (розрахункові) межі β n 1 і β n 2, то плата за електроенергію зросте. Збільшення усередненого диференційованого тарифу в порівнянні із середнім одноставочний залізничним тарифом у цьому випадку буде тим вище, чим вища кратність тарифу для пікової зони.
Оптовий продаж енергії не виключає диференційованої оплати за електроенергію за часом доби і використання двоставкових тарифів при взаєморозрахунках з потужними споживачами. Наведемо величину тарифних ставок:
зимові
пікові -8 00 -10 00, 17 00 - 20 00 - 0,008 $
напівпіковий - червень 2000 - 8 00, 10 00 - 17 00, 20 00 - 23 00 - 0,041 $
нічний -23 00 - б 00 -0,009 $
літні
пікові - 8 00 - 11 00, 20 00 - 22 00 - 0,08 $
напівпіковий - червень 2000 - 8 00, 11 00 - 20 00, 22 00 - 23 00 - 0,041 $
нічний - 23 00 - 6 00 - 0,009 $
Аналіз електроспоживання показує; що пошук енергозберігаючих технологій перевізного процесу на електрифікованих лініях і зниження втрат енергії необхідно проводити не тільки в напрямку вдосконалення електротяговий систем і режимів їх роботи, а й за рахунок формування упорядкованого графіка руху поїздів, оперативного аналізу і вирівнювання електроспоживання автоматичними системами управління, розумного використання тарифів при оплаті за електроенергію.
Аналіз даних табл.3.1. показує, що застосування диференційованих тарифів при розрахунку за електроенергію для залізниць без коригування графіка руху поїздів невигідний. Все ж є варіанти, коли більш вигідний розрахунок за диференційованими тарифами.
Так при вимірюванні добового електроспоживання протягом звітного періоду (місяця) було зафіксовано кілька варіантів, коли оплата за спожиту електроенергію за диференційованими тарифами була більш вигідна, ніж оплата за існуючими тарифами. Таким чином перехід на диференційовані тарифи буде вигідний для залізних доріг тільки в разі перегляду графіка руху поїздів.
Можна також показати, що в періоди малих навантажень (вантажопотік падає, а районна навантаження в межах середніх значень), електроспоживання залізниць більш рівномірно, і це дає право на продовження використання одноставочних тарифів.
У табл.3.1. і 3.2. наведені дані, отримані для тягових підстанцій Одеської залізниці (Знам'янка, Шевченко, Фундукліївка і Плетений Ташлик ін)
Оцінка ефективності застосування диференційованих тарифів
Таблиця 3.1.
Дата (число, місяць) | Час | Витрата ел. енергії, кВт.год | Вартість ел. енергії, $ | Вартість ел. енергії при односто-вочной тариф, $ |
|
| в тариф зоні А | в тариф зоні В | в тариф зоні С | в тариф. зоні А | в тариф. зоні В | в тариф. зоні С | су-ва |
|
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
1.03.96 | 16 жовтня | 60647,5 | 93142,5 | 49953,75 | 4652,51 | 3632,56 | 399,63 | 8684,89 | 7704,26 |
2.03. | 15 47 | 45127,5 | 91533,75 | 57007,5 | 3519,95 | 3569,82 | 456,06 |