Влияние конструктивных особенностей тяговой сети на потери энергии

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Дипломная работа

на тему: «Влияние конструктивных особенностей тяговой сети на потери энергии»

Содержание

  • Введение
  • 1. Теоретическая часть
  • 1.1 Потери энергии в трансформаторах
  • 1.1.1 Расчет потерь в двухобмоточном трансформаторе
  • 1.1.2 Расчет потерь в трехобмоточном трансформаторе
  • 1.2 Потери энергии в тяговой сети
  • 1.2.1 Расчет потерь энергии в тяговой сети постоянного тока
  • 1.2.2 Расчет потерь энергии в тяговой сети переменного тока
  • 1.2.3 Расчет потерь энергии от уравнительных токов
  • 2. Техническая часть
  • 2.1 Сложности определения потерь в тяговой сети
  • 2.2 Анализ параметров тяговой сети постоянного и переменного тока.
  • 2. 3 Анализ параметров рельсовой сети системы 27,5 кВ
  • 3. Экономическая эффективность перехода от системы 1Ч25 кв к системе с экранирующим и усиливающим проводами
  • 4.1 Расчет процента потерь электроэнергии в тяговой сети
  • 3.2 Экономия электроэнергии
  • Примем двухпутный участок и однотипные поезда.
  • 4. Организация охраны труда в дистанции электроснабжения
  • 4.1 Управление охраной труда
  • 4.2 Порядок обучения, проверка знаний работников
  • 4.3 Защитные мероприятия при переключениях на ТП
  • Заключение
  • Список литературы

Введение

С учетом постоянного роста полигона электрифицированных линий и увеличивающегося объема перевозок по ним железнодорожный транспорт является одной из энергоемких отраслей экономики Украины.

В настоящее время на Украине более 80% перевозок на железнодорожном транспорте производится на электрифицированных участках. Электрификация железной дороги в последние годы стала актуальной темой в аспекте развития всего железнодорожного транспорта.

Системы электроснабжения электрифицированных железных дорог по требованиям, условиям работы, используемому оборудованию и устройствам, коренным образом отличаются от систем электроснабжения промышленных предприятий. Все это определило особенности работы, проектирования и методов расчета таких систем. Электрические железные дороги получают электрическую энергию от энергосистем. Электрическая энергия от генераторов электростанций передается через электрические подстанции, линии электропередачи различного напряжения и тяговые подстанции. На тяговых подстанциях электрическая энергия преобразуется по роду тока и напряжения к виду, используемому в локомотивах, и по тяговой сети передается к ним.

В Украине протяженность электрифицированных дорог составляет 9306 км., из них 55% работают на переменном токе, а остальные на постоянном токе.

На сегодня в Украине наметился явный подъем валово-механической продукции, что привело к повышению грузооборота. Поэтому принята государственная программа, согласно которой ежегодно электрифицируется 150−200км.

В энергосистемах в связи с ростом протяженности электрифицированных линий, увеличением производства электроэнергии, увеличиваются потери мощности? P, которые составляют 10−15% суммарной мощности энергосистемы. Потери активной мощности? P обуславливают потери электроэнергии? W в сети. Потери происходят во всех звеньях электрической системы: генераторах, трансформаторах, линиях электропередачи и др. Потери активной мощности вызывают нагрев проводников, а потери реактивной мощности отображают наличие переменных магнитных полей и непосредственно вызывают потери напряжения, с ростом которых уменьшается уровень напряжения у потребителей электроэнергии.

Потери энергии? W приводят к дополнительному расходу энергоносителей — топлива и воды, из-за чего возрастает себестоимость электроэнергии и, как следствие, снижается экономическая эффективность энергосистемы. Данные обстоятельства поясняют то, насколько важно уметь правильно рассчитывать потери в сети и принимать меры к их рациональному снижению.

тяговая сеть потеря энергия

1. Теоретическая часть

В настоящее время нет четкого учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности электрических сетей, смешиваются измеренные и рассчитанные приближенно величины, энергетический баланс не отражает реального электропотребления, требуется значительное повышение точности измерения энергии. Наметившаяся тенденция роста реактивных нагрузок в тяговых сетях, новые условия оплаты за потребление реактивной энергии предопределяет необходимость оценки уровня потерь энергии.

В соответствии с действующими проектами на подстанциях производится учет активной и реактивной энергии. Этот учет осуществляется с помощью индукционных счетчиков САЗУ-И670М, СРЧУ-И673М и электронных счетчиков Ф443АР. Применение индукционных счетчиков для измерения электропотребления в тяговых сетях, обладающих несиметрией и несинусоидальностью токов и напряжений приводит к существенной погрешности при составлении энергетического баланса.

Оплата потерь энергии по расчетным данным проводится в случае установки счетчиков электроэнергии не на границе раздела балансовой принадлежности электросети. Потери электроэнергии на участке от границы раздела до места установки счетчиков электроэнергии определяются расчетным путем.

В последнее время особую актуальность получила задача определения потерь энергии в тяговой сети. При технико-экономических расчетах электропотребления при существующей системе учета совместно используются измеренные и рассчитанные приближенно величины. В этих расчетах процент потерь в тяговой сети принимается ориентировочно, так как счетчиками энергии в тяговой сети определить точное значение потерь энергии невозможно. Не вызывает сомнения, что варьируя величинами потребления энергии на тягу, собственные нужды подстанций и т. п. можно покрыть любые неувязки при составлении общего энергетического баланса.

Неопределенность в этом вопросе позволяет списывать на так называемые «условные» потери, организационно-экономические недочеты различных служб и подразделений, железных дорог. В этих условиях на ряде дорог потери в тяговой сети переменного тока оценивают 10−15%, а в тяговой сети постоянного тока 15−25%, в то время как действительные потери энергии в среднем соответственно составляют 2−3% и 4−7%. Усложняет ситуацию и то обстоятельство, что на данный момент не существует достоверного метода расчета систем электроснабжения, что ставит задачу по разработке такого метода на первый план.

Общие потери в системе тягового электроснабжения определяются по формуле:

?Wеч% = (??Wп + ??Wкс + ??Wвл) ·100% / ?WP

Где:

?Wвл — потери энергии в линиях, которые принадлежат дистанции электроснабжения ЕЧ;

?Wп — потери в оборудовании подстанции;

Wр — среднее за месяц значение потерь тяговой подстанции;

?Wкс — потери энергии в контактной сети;

1.1 Потери энергии в трансформаторах

Трансформатором называется статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанных обмоток и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции электрической энергии в электрических сетях и установках. Силовой трансформатор является одним из важнейших элементов каждой электрической сети. Необходимость распределения энергии по разным направлениям между многими потребителями приводит к значительному увеличению числа отдельных трансформаторов по сравнению с числом генераторов.

Преобразование энергии в трансформаторе происходит посредствам магнитного поля с помощью сердечника и обмотки. Преобразование энергии всегда сопровождается потерями, поэтому мощность Р2, отдаваемая трансформатором потребителю, всегда меньше мощности Р1, подведенной к нему. Отношение этих величин ?=Р2/Р1 называют коэффициентом полезного действия (КПД). КПД трансформаторов очень велик и для большинства их составляет 98−99%, однако необходимость многократной трансформации энергии приводит к тому, что общие потери энергии трансформаторов достигают существенных значений.

Потерями короткого замыкания называются потери, возникающие в трансформаторе при номинальной частоте в одной из обмоток тока, соответствующего ее номинальной мощности, при замкнутой накоротко вторичной обмотке. Потери короткого замыкания могут быть разделены на следующие составляющие:

основные потери в обмотках НН и ВН, вызванные рабочим током обмоток;

добавочные потери от вихревых токов, наведенных полем рассеяния в обмотках;

потери в отводах между обмотками и вводами;

потери в стенках бака и других металлических элементах конструкции трансформатора.

Режим работы трансформатора при питании одной из его обмоток от источника с переменным напряжением при разомкнутых других обмотках называется режимом холостого хода. Потери, возникающие в трансформаторе в режиме холостого хода при номинальном синусоидальном напряжении на первичной обмотке и номинальной частоте, называются потерями холостого хода. Потери холостого хода трансформатора слагаются из магнитных потерь, то есть потерь в активном материале (стали) магнитной системы, потерь в стальных элементах конструкции остова трансформатора, вызванных частичным ответвлением главного магнитного потока, основных потерь в первичной обмотке, вызванных током холостого хода, и диэлектрических потерь в изоляции. Диэлектрические потери в изоляции могут играть роль только в трансформаторах, работающих при повышенной частоте, а в силовых трансформаторах, рассчитанных на частоту 50Гц, обычно малы и могут не учитываться. Основные потери в первичной обмотке составляют 1% потерь холостого хода и обычно не учитываются. Магнитные потери — потери в активной стали магнитной системы — составляют основную часть потерь холостого хода и могут быть разделены на потери от гистерезиса и вихревых токов. Для современной холоднокатаной стали потери от гистерезиса составляют 25−35% а от вихревых токов — 75−65% полных потерь.

Потери холостого хода трансформатора являются постоянными, не зависят от тока нагрузки. Они возникают в его магнитной системе в течение всего времени, когда он работает. Потери короткого замыкания изменяются с изменением тока нагрузки и зависят от графика нагрузки трансформатора.

Уменьшение потерь холостого хода достигается главным образом путем широкого применения холоднокатаной рулонной электротехнической стали с улучшенными магнитными свойствами. Применение этой стали, обладающей анизотропией магнитных свойств и очень чувствительной к механическим повреждениям при обработке, сочетается с существенным изменением конструкции магнитных систем. Уменьшение потерь короткого замыкания достигается понижением плотности тока за счет увеличения массы металла в обмотках. При разработке трансформаторов возникает проблема ограничения добавочных потерь, возникающих от вихревых токов, наводимых магнитным полем рассеяния в обмотках, и от вихревых токов и гистерезиса, возникающих в элементах конструкции трансформатора. Эти потери в сумме могут достигать 25−30% полных потерь короткого замыкания.

В качестве наиболее эффективных средств для уменьшения добавочных потерь применяют: рациональное размещение витков обмоток для уменьшения поперечной составляющей поля рассеяния, искусственную локализацию поля рассеяния при помощи установки магнитных экранов из электротехнической стали и замену некоторых стальных деталей деталями из немагнитных материалов. В дальнейшем наиболее радикальным решением этой проблемы может быть найдено путем замены стальных деталей, в которых возникают потери от гистерезиса и вихревых токов, неметаллическими или деталями из немагнитных материалов.

1.1.1 Расчет потерь в двухобмоточном трансформаторе

Для определения потерь в двухобмоточном трансформаторе необходимы следующие данные:

а.) паспортные:

номинальная мощность Sном;

потери активной мощности в стали? Pхх;

потери активной мощности в меди? Pкз;

ток холостого хода Iхх;

напряжение короткого замыкания Uкз;

б.) потребление активной WPф и реактивной WQф электроэнергии за расчетный период;

в.) количество времени работы трансформатора за расчетный период Тн;

г.) количество времени работы потребителя за расчетный период Тр;

При определении потерь последовательно определяются:

а.) средняя фактическая мощность трансформатора за расчетный период:

Sф=v (PфІ+QфІ); Pф=WPф/Тр; Qф=WQф/Тр;

б.) коэффициент загрузки: Кз=Sф/Sном;

в.) потери активной электроэнергии

?WP=?Pхх·Тн+?Pкз·КзІ·Тр;

г.) потери реактивной электроэнергии:

?WQ=?Qхх·Тн+?Qкз·КзІ·Тр;

Где:

?Qхх=Sном·Iхх/100; ?Qкз=Sном·Uкз/100;

Потери в трансформаторах, которые питают тяговую нагрузку:

а.) потери активной энергии кВт. ч:

?WP=?Pхх·Тн+?Pкз·КзІ·КэфІ·Тр;

Где Кэф=1. 1−1.3 — коэффициент эффективности тяговой нагрузки.

б.) потери реактивной электроэнергии:

?WQ=?Qхх·Тн+?Qкз·КзІ·КэфІ·Тр;

Технические данные двухобмоточных однофазных трансформаторов:

Тип

трансфор-матора

Номинальная мощность Sн, кВА

Номинальное напряжение Uн, кВ

Потери, Вт

Ток х. х., Iхх,%

Напря-жение к. з. ,

Uкз,%

ВН

НН

ДPхх

ДPкз

ОМ-0. 63/6

0. 63

6

0. 115/0. 23

18

48

34

6. 8

ОМ-0. 63/10

0. 63

10

0. 115/0. 23

18

48

34

6. 8

ОМ-0. 66/6

0. 66

6. 3

0. 23

36

50

21

8

ОМ-0. 66/10

0. 66

10

0. 23

26

56

45

9

ОМ-1. 2/6

1. 2

6. 3

0. 23

40

73

23

7

ОМ-1. 2/10

1. 2

10

0. 23

30

65

25

7

ОМ-1. 25/6

1. 25

6

0. 115/0. 23

23

60

23

6. 0

ОМ-1. 25/10

1. 25

10

0. 115/0. 23

23

60

23

6. 0

ОМ-4/6

4

6

0. 23/0. 4

55

140

8

4. 0

ОМ-4/10

4

10

0. 23/0. 4

55

140

8

4. 0

ОМ-4/27. 5

4

27. 5

0. 23

80

140

8

4. 0

ОМ-10/6

10

6

0. 23/0. 4

90

300

7

4. 0

ОМ-11/10

10

10

0. 23/0. 4

90

300

7

4. 0

ОМ-10/27. 5

10

27. 5

0. 23

160

300

15

6. 0

Технические данные двухобмоточных трехфазных трансформаторов:

Тип

трансформатора

Номинальная мощность Sн, кВА

Номинальное напряжение Uн, кВ

Потери, Вт

Ток х. х., Iхх,%

Напряжение к. з. ,

Uкз,%

ВН

НН

ДPхх

ДPкз

ТМН-6300/110−66

6300

115

6. 6

13

50

1. 0

10. 5

ТМН-10 000/110−67

10 000

115

6. 6

18

60

0. 9

10. 5

ТДН-16 000/110−66

16 000

115

6. 6

26

85

0. 85

10. 5

ТРДН-25 000/110-У1

25 000

115

6. 3

25

120

0. 9

10. 5

ТРДН-32 000/110-У1

32 000

115

6. 3

32

145

0. 7

10. 5

ТРДН-40 000/110-У1

40 000

115

6. 3

42

160

0. 65

10. 5

ТМ-20/10

20

10

0. 23,0. 4

0. 22

0. 6

10

5. 5

ТМ-50/10

50

10

0. 23,0. 4

0. 44

1. 32

8

5. 5

ТМ-180/10

180

10

0. 23,0. 4,0. 52

1. 2

4. 1

7

5. 5

ТМ-320/10

320

10

0. 23,0. 4,0. 52

1. 9

6. 2

7

5. 5

ТМ-560/10

560

10

0. 23,0. 4,0. 52

2. 5

9. 4

6

5. 5

ТМ-1000/35

1000

35

0. 4,10. 5

5. 1

15

5. 5

6. 5

ТМ-1800/10,6

1800

10

6. 3,0. 525,0. 4

8

24

4. 5

5. 5

ТМ-56 600/10

5600

10

6. 5

18

56

4

5. 5

ТМ-25/10

25

6,10

0. 23,0. 4

0. 13

0. 6

3. 2

4. 5

ТМ-100/35

10

35

0. 4

0. 465

1. 97

2. 6

6. 5

ТМВМ-160/10

160

6,10

0. 4,0. 69

0. 46

2. 65

2. 4

4. 5

ТМФ-160

160

6,10

0. 4

0. 565

3. 1

2. 4

4. 7

ТМФ-250

320

6,10

0. 69

0. 82

4. 2

2. 3

4. 5

ТМ-400/35

400

35

0. 4,0. 69

1. 15

4. 2

3. 5

4. 5

ТМ-630/10

630

6,10

0. 23,0. 4,0. 69

1. 56

7. 6

2

5. 5

ТМФ-630

630

6,10

0. 4

1. 56

8. 5

2

5. 5

ТМ-1000/35

1000

35

10. 5,6. 3,0. 4

2. 75

12. 2

1. 5

6. 5

ТМ-1600/10

1600

6,10

0. 4,0. 69

3. 3

18

1. 3

5. 5

ТМ-1600/35

1600

35

10. 5,6. 3,0. 4

3. 65

18

1. 4

6. 5

ТМ-2500/35

2500

35

6. 3,10. 5

5. 1

25

1. 1

6. 5

ТМ-4000/35

4000

35

10. 5,6. 3

6. 7

33. 5

1

7. 5

ТМ-16 000/35

16 000

38. 5

6. 3,10. 5

21

90

0. 6

8

1.1.2 Расчет потерь в трехобмоточном трансформаторе

Для расчета потерь электроэнергии необходимы следующие данные:

а.) паспортные:

номинальная мощность Sном, кВА;

мощность обмоток ВН, СН, НН — Sвн, Sсн, Sнн, кВА;

потери мощности в меди обмоток? Pвн, ?Pсн, ?Pнн, кВА;

ток холостого хода Iхх, %;

потери реактивной мощности при холостом ходе, кВ:

?Qхх=Sном·Iхх/100

напряжение короткого замыкания каждой обмотки, %:

Uкв=0,5 (Uвн-сн+Uвн-нн-Uсн-нн);

Uкс=0,5 (Uвн-сн+Uсн-нн-Uвн-нн);

Uкн=0,5 (Uвн-нн+Uсн-нн-Uвн-сн);

Где: Uвн-нн, Uсн-нн, Uвн-сн — соответственно напряжения короткого замыкания между обмотками.

реактивная мощность, которая потребляется обмотками:

?Qвн=Sвн·Uкв/100 ?Qсн=Sсн·Uкс/100 ?Qнн=Sнн·Uкн/100

потребление активной (WPвн, WPсн, WPнн), кВт. ч и реактивной (WQвн, WQсн, WQнн), квар. ч электроэнергии, которая прошла за расчетный период через обмотки определяются по показаниям расчетных счетчиков на стороне высокой и низкой напряжений:

WPвн=WPсн+WPнн; WQвн=WQсн+WQнн;

количество времени работы трансформатора за расчетный период Тн;

количество времени работы потребителя за расчетный период Тр;

При расчете последовательно определяются:

а.) фактическая мощность каждой обмотки трансформатора за расчетный период:

Sфвн=v (PфвнІ+QфвнІ); Sфсн=v (PфснІ+QфснІ); Sфнн=v (PфннІ+QфннІ)

Где:

Pфвн=WPфвн/Тр; Qфвн=WQфвн/Тр;

Pфсн=WPфсн/Тр; Qфсн=WQфсн/Тр;

Pфнн=WPфнн/Тр; Qфнн=WQфнн/Тр;

б.) коэффициент загрузки каждой из обмоток:

Кзвн=Sфвн/Sвн;

Кзсн=Sфсн/Sсн;

Кзнн=Sфнн/Sнн;

в.) потери активной энергии:

?WP=?PххІ·Тн+ (КзвнІ·?Pвн+?Pсн·КзснІ+?Pнн·КзннІ) ·Тр;

г.) потери реактивной энергии:

?WQ=?QххІ·Тн+ (КзвнІ·?Qвн+?Qсн·КзснІ+?Qнн·КзннІ) ·Тр;

Для тягового трансформатора тяговой подстанции переменного тока:

в.) потери активной энергии:

?WP=?PххІ·Тн+ (КзвнІ·?Pвн+?Pсн·КзснІ+?Pнн·КзннІ) ·Тр·КэфІ;

г.) потери реактивной энергии:

?WQ=?QххІ·Тн+ (КзвнІ·?Qвн+?Qсн·КзснІ+?Qнн·КзннІ) ·Тр ·КэфІ;

Технические данные трехобмоточных трехфазных трансформаторов.

Тип трансформатора

Мощность, МВА

Напряжение обмоток, кВ

Напряжение КЗ, %

Потери, кВт

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

КЗ

ХХ

ТДТНЖ-25 000/110−81У1

25. 0

115

27. 5

6. 6

10. 5

18. 0

6. 8

140

28. 5

ТДТНЖ-25 000/110−81У1

25. 0

115

38. 5

27. 5

18. 0

10. 5

6. 8

140

28. 5

ТДТНЖ-40 000/110−81У1

40. 0

115

38. 5

27. 5

18. 0

10. 5

6. 8

200

39

ТДТНЖ-40 000/230−81У1

40. 0

230

38. 5

27. 5

22. 0

12. 5

9. 5

220

54

ТДТН-16 000/110−70

10. 0

115

38. 5

6. 6

10. 5

17. 5

6. 3

76

17

ТДТН-10 000/110

10. 0

115

38. 5

11. 0

10. 5

17. 5

6. 5

76

17

ТДТН-16 000/110

16. 0

115

38. 5

11. 0

10. 5

17. 5

6. 5

100

21

ТДТН-25 000/110

25. 0

115

38. 5

11. 0

10. 5

17. 5

6. 5

140

28. 5

ТДТН-40 000/110

40. 0

115

38. 5

6. 66

10. 5

17. 5

6. 5

200

39. 0

ТДТН-16 000/150-У1

16. 0

158

38. 5

11. 0

11. 0

18. 0

6. 0

96. 0

22. 5

ТДТН-40 000/150-У1

40. 0

158

38. 5

6. 6

10. 5

18. 5

7. 0

200

39. 0

ТДТНЭ-20 000/110-Б

20. 0

115

27. 5

11. 0

10. 5

17. 0

6. 0

127

45. 0

ТДТНЭ-25 000/110−67

25. 0

115

27. 5

6. 6

10. 5

17. 0

6. 0

145

45. 0

ТДТНЭ-40 000/110−67

40. 0

115

27. 5

6. 6

10. 5

17. 5

6. 0

200

63. 0

ТДТНЭ-25 000/150−70

25. 0

158

27. 5

6. 6

10. 5

18. 0

6. 0

145

34. 0

ТДТНЭ-40 000/150−71

40. 0

158

27. 5

6. 6

10. 5

17. 0

6. 0

185

43. 0

ТДТНЭ-40 000/220−70У1

40. 0

230

27. 5

11. 0

12. 5

22. 0

9. 5

240

66. 0

Характеристики других трансформаторов:

Тип

трансформатора

Номинальная мощность Sн, кВА

Потери, Вт

ДPхх

ДPкз

Преобразовательные трансформаторы

ТРДП-16 000/10ЖУ1

13 430

16,0

71,5

ТРДП-16 000/35ЖУ1

13 430

13,5

81,0

ТРДП-12 500/10ЖУ1

11 400

18,7

84,0

ТРДП-12 500/35ЖУ1

11 400

18,7

96,0

ТМПУ-6300/35Ж

4640

15,0

50,0

ТМПУ-63 000/35ЖУ1

4640

10,0

41,0

ТМП-6300/35У1

6000

10,7

42,0

ТМРУ-16 000/10−1

11 100

48,0

85,0

ТМРУ-16 000/10Ж

11 840

33,0

79,0

ТМРУ-16 000/10ЖУ1

11 840

24,0

73,0

ТДП-12 500/10ЖУ1

11 800

16,0

72,5

ТДРУНГ-20 000/110

12 500

35,0

90,0

Понизительные трансформаторы

ТДТН-16 000/110−66

16 000

32

105

ТДТНЭ-25 000/110−69

25 000

45

145

ТДТН-31 500/110

31 500

75

225

ТДТНЭ-40 000/110

40 000

63

200

ТДТН-63 000/110−67

63 000

87

310

ТДТН-25 000/220

25 000

50

135

ТДТНЭ-40 000/220−70

40 000

66

240

ТДТН-63 000/220

63 000

91

320

1.2 Потери энергии в тяговой сети

Тяговая сеть состоит из четырех составляющих: контактной и рельсовой сетей, питающих и отсасывающих проводов. Питающие и отсасывающее провода выполняют в виде воздушных или кабельных линий. Рельсовая сеть представляет собой совокупность нитей ходовых рельсов. Контактная сеть состоит из множества проводов различных типов, соедененных между собой разными способами, и предназначенная для передачи электрической энергии к движущемся локомотивам путем непосредственного контакта их с токоприемниками.

В мире развитие получили две системы тягового электроснабжения: системы постоянного и переменного тока. Существует множество вариантов передачи энергии к локомотивам, но в Украине применение нашли только три: система постоянного тока, напряжением 3.3 кВ, частотой 1.5 Гц; система однофазного переменного тока 25 кВ, 50 или 60 Гц и система переменного тока с экранирующими усиливающими проводами ЭУП-27.5 кВ. А также производится экономическое обоснование перехода на систему переменного тока 2*25 кВ, где мощность передается более высоким напряжением 50 кВ. Со стороны потерь тяговая сеть переменного тока лучше, так как мощность передается повышенным значением напряжения, поэтому потери в такой системе ниже.

Питание тяговой сети на однопутных участках осуществляется по односторонней и двухсторонней схемах питания. При одностороннем питании локомотивы получают энергию от одной тяговой подстанции, и ток I, потребляемый локомотивом поступает с одной стороны, а при двухстороннем питании от двух, и ток I, потребляемый локомотивом, поступает к нему с двух сторон, и складывается из токов I1 и I2. Значение I1 и I2 обратно пропорциональны расстоянию от локомотива до соответствующей тяговой подстанции. С увеличением тока в проводах контактной сети растут потери напряжения и электроэнергии. Так при одностороннем питании потери мощности равны? P=IІ·R·l, а потери напряжения? U=I·R·l. При двухстороннем питании потери мощности равны? P=IІ/2·R·l, а потери напряжения? U=I/2·R·l. С точки зрения потерь двухстороннее питание лучше, но с точки зрения надежности хуже, так как при возникновении повреждения контактной сети из строя выйдет весь участок, а на переменном токе могут возникать перетоки мощности, так как напряжения на шинах смежных тяговых подстанций различны. От размера потерь зависит напряжение на токоприемнике локомотива, которое влияет на скорость движения: чем больше потери и меньше напряжение на токоприемнике, тем ниже скорость, которую может развить локомотив. Кроме того, снижение напряжения для моторвентилятора может привести к тому, что он снизит свои обороты, уменьшится поток охлаждающего воздуха и двигатель будет перегреваться. В связи с этим по условиям пропускной способности установлены нормы напряжения: на постоянном токе Uмин=2. 7кВ, а на переменном Uмин=21кВ. Снижение потерь энергии в контактной сети дает экономию потребляемой электроэнергии.

Питание двухпутных участков обычно осуществляют двухсторонней схемой питания. Применяются такие схемы питания: раздельная схема питания, узловая схема и параллельная схема питания.

При раздельном питании путей каждая контактная подвеска получает энергию от тяговых подстанций независимо друг от друга. Потери энергии в этом случае аналогичны однопутному участку.

При установке поста секционирования образуется узловая схема питания, когда каждый локомотив в нормальных условиях получает энергию от обеих тяговых подстанций по контактным сетям обоих путей, что при прочих равных условиях обеспечивает меньшие потери энергии и напряжения в сети. Наиболее экономичной является схема параллельного соединения контактных подвесок путей, которое осуществляют в нескольких местах на участке между тяговыми подстанциями с помощью специальных пунктов параллельного соединения ППС. При этом лучше выравниваются нагрузки отдельных путей и больше снижаются потери напряжения и энергии, чем при узловой схеме. Особенно эффективно параллельное соединение контактных сетей путей на участках, где применяют рекуперацию электрической энергии, так как рекуперируемая энергия сразу передается локомотивам на других путях. При рассматриваемой схеме в случае необходимости также могут быть установлены посты секционирования. Потери энергии в тяговой сети для каждой межподстанционной зоны определяется следующим образом:

?Wтс=?Wтс1+?Wтс2;

где: ?Wтс1 — активные потери в тяговой сети, которые вызваны протеканием активной и реактивной составляющей токов электровозов;

?Wтс2 — активные потери в тяговой сети, которые вызваны протеканием уровнительных токов (только на переменном токе).

1.2.1 Расчет потерь энергии в тяговой сети постоянного тока

а.) Узловая схема питания:

?Wтс1=r1·WрмІ· (18. 5/N+0. 003·l) ·10Оі, тыс. кВт. ч;

б.) Параллельное соединение пупей (при наличии поста секционирования и не менее двух пунктов параллельного соеденения):

?Wтс1=r2·WрмІ· (31. 7/N+0. 006·l) ·10Оі, тыс. кВт. ч;

в.) Двухстороннее питание однопутного участка:

?Wтс1=r1·WрмІ· (31. 7/N+0. 006·l) ·10Оі, тыс. кВт. ч;

г.) Консольное питание однопутного участка:

?Wтс1=r1·WрмІ· (110/N+0. 016·l) ·10Оі, тыс. кВт. ч

1.2.2 Расчет потерь энергии в тяговой сети переменного тока

а.) Узловая схема питания:

?Wтс1=r1·WрмІ· (150/N+0. 14·l) ·10О6, тыс. кВт. ч;

б.) Паралельное соединение путей:

?Wтс1=r2·WрмІ· (314/N+0. 22·l) ·10О6, тыс. кВт. ч;

в.) Консольное питание однопутного участка:

?Wтс1=r1·WрмІ· (1850/N+0. 92·l) ·10О6, тыс. кВт. ч;

г.) Двухстороннее питание однопутного участка:

?Wтс1=r1·WрмІ· (820/N+0. 155·l) ·10О6, тыс. кВт. ч;

Потери энергии на многопутных участках определяются как сумма потерь на однопутных участках.

Приблизительно потери электроэнергии на межподстанционной зоне определяются по потерях смежных подстанций, с учетом отношения длин и количества путей участка, что рассматривается, а также смежных с ней межподстанционных зон, которые питаются от данной подстанции. В рассмотренных выше формулах приняты следующие обозначения: r1 — удельное активное сопротивление однопутного участка, Ом/км; r2 — удельное активное сопротивление двухпутного участка, Ом/км; N — среднее число пар поездов на участке; l — длина межподстанционной зоны, км; Wрм — месячное потребление электроэнергии поездами на межподстанционной зоне, тыс. кВт. ч;

Wрм=Wр1от + Wр2от — (Wр1г + Wр2г);

Где:

Wр1от, Wр2от — активная энергия, отпущенная в тяговую сеть первой и второй подстанцией соответственно;

Wр1г, Wр2г — активная энергия, генерированная в энергосистему через фидера первой и второй подстанции соответственно;

1.2.3 Расчет потерь энергии от уравнительных токов

Для приблизительной оценки потерь в контактной сети от уравнительных токов можно использовать формулу:

?Wтс2= (Wр1гІ + Wq1г І) / (Uср1І·Тн) ·Rэ + (Wр2гІ + Wq2гІ) / (Uср2І·Тн) ·Rэ;

Где:

Wр1г, Wр2г — активная энергия, генерированная в энергосистему через фидера первой и второй подстанции соответственно;

Wq1г, Wq2г — реактивная энергия, генерированная в энергосистему через фидера первой и второй подстанции соответственно;

Rэ — активное сопротивление всей тяговой сети межподстанционной зоны, Ом (при двухпутном участке считаем, что контактная сеть соеденена параллельно, а сопротивление рельса делим пополам);

Uср — среднее напряжение фидеров тяговых подстанций, кВ;

Тн — отчетный период, ч.

Сопротивление рельсов Ом/км в зависимости от различных значений тока Iр, А в рельсе:

Тип

рельсов

Ток в рельсе Iр, А

0

100

200

300

Активное сопротивление рельсов Rр

Р75

0. 14

0. 15

0. 19

0. 22

Р65

0. 15

0. 16

0. 20

0. 24

Р50

0. 17

0. 18

0. 23

0. 28

Р43

0. 19

0. 21

0. 27

0. 33

Индуктивное сопротивление рельсов Xр

Р75

0. 10

0. 11

0. 14

0. 17

Р65

0. 11

0. 12

0. 15

0. 18

Р50

0. 13

0. 14

0. 17

0. 21

Р43

0. 14

0. 16

0. 20

0. 25

Удельные активные сопротивления контактных сетей:

Марки проводов тяговой сети

Однопутный участок r1, Ом/км

Двухпутный участок

Один путь, r1, Ом/км

Параллельное соединение r2, Ом/км

Постоянный ток

М120+2МФ100

0,07

0,067

0,034

М120+2МФ100+А185

0,054

0,049

0,026

М120+2МФ100+2А185

0,044

0,04

0,021

М120+2МФ100+3А185

0,038

0,034

0,018

ПБСМ95+2МФ100

0,094

0,089

0,046

ПБСМ95+2МФ100+А185

0,064

0,06

0,032

ПБСМ95+2МФ100+2А185

0,049

0,045

0,024

М120+2МФ150

0,062

0. 058

0,031

М120+2МФ150+А185

0,048

0,045

0,024

М120+2МФ150+2А185

0,04

0,036

0,02

М120+2МФ150+3А185

0,035

0,031

0,017

Переменный ток

ПБСМ70+МФ100

0, 209

0, 195

0,111

ПБСМ95+МФ100

0, 194

0,182

0,104

М120+МФ100

0,124

0,112

0,07

ПБСМ70+МФ100+А185

0,123

0,112

0,068

ПБСМ95+МФ100+А185

0,119

0,108

0,066

2. Техническая часть

2.1 Сложности определения потерь в тяговой сети

Система электроснабжения переменного тока 27,5 кВ с экранирующим и усиливающим проводами (ЭУП) уже почти 10 лет успешно применяется в Украине. Среди ее достоинств имеются — низкое сопротивление тяговой сети, возможность разнести подстанции на расстояние до 100 км, повышенная безопасность и пониженное электромагнитное влияние на смежные сооружения. Вполне вероятно, что система найдет свое широкое применение на большинстве железных дорог.

В последнее время особой актуальность получила тема определения потерь энергии в тяговой сети. При технико-экономических расчетах электропотребления при существующей системе учета совместно используются измеренные и рассчитанные приближенно величины. В этих расчетах процент потерь в тяговой сети принимается ориентировочно, так как счетчиками энергии в тяговой сети определить точное значение потерь энергии невозможно. Не вызывает сомнения, что варьируя величинами потребления энергии на тягу, собственные нужды подстанций и т. п. можно покрыть любые неувязки при составлении общего энергетического баланса.

dW=WT — WЭПС

Неопределенность в этом вопросе позволяет списывать на так называемые «условные» потери, организационно-экономические недочеты различных служб и подразделений железных дорог. В этих условиях на ряде дорог потери в тяговой сети переменного тока оценивают величиной 10−15%, в то время как действительные потери энергии в среднем составляют 3−5%. Усложняет ситуацию и то обстоятельство, что на данный момент не существует достоверного метода расчета системы электроснабжения с ЭУП, что ставит задачу по разработке такого метода на первый план.

Наличие дополнительных усиливающего и экранирующего проводов вызвало появление дополнительных индуктивных связей между ними и контактной сетью и рельсом. А принимая во внимание, что контактные провода имеют в некоторых местах износ выше нормативного, то и вовсе получается, что сопротивлениями из справочников пользоваться нельзя, из-за возможных больших погрешностей. Рельсовая сеть тоже изменена, ввиду наличия заземлителей и пути токов в различных режимах могут быть разными. На практике замечены случаи протекания тока в экранирующем проводе, при отключенном питании зоны. Это объясняется существованием в земле блуждающих токов, которые также влияют на потери в системе.

В последнее время в виду ограниченности энергоносителей всё более остро возникают проблемы рационального и экономического расходования энергии, в том числе и электрической. Основным потребителем электрической энергии на железнодорожном транспорте является электрическая тяга. По своей природе тяговая нагрузка отличается от нетяговой тем, что одновременно перемещается в пространстве и изменяется во времени. Особую актуальность получила задача определения и прогнозирования потерь в тяговой сети. Возможность прогнозирования потерь, а вместе с ними и энергии, необходима для развития оптового рынка электроэнергии путем выхода на него тяговых потребителей. При технико-экономических расчётах электропотребления используются измеренные и рассчитанные приближенно величины. В этих расчетах процент потерь в тяговой сети принимается (!) ориентировочно, так как при существующей системе учёта точное значение потерь энергии определить невозможно. Это даёт возможность варьировать величинами потребления электроэнергии на тягу, тем самым покрывая неувязки при составлении общего энергетического баланса. В результате на так называемые «условные потери» списываются организационно-экономические недочёты и недоработки различных служб и структурных подразделений железных дорог. В этих условиях на ряде дорог потери в тяговой сети переменного тока оценивают величиной 10−15%, в то время, как действительные потери составляют 3−5%. Для разрешения перечисленных проблем предлагается при определении и прогнозировании потерь использовать специальную программу, которая позволяет проводить моделирование тяговой нагрузки. Следует отметить, что применение стандартных моделей, таких как Electronics Workbench, не позволяет получить требуемый результат, поскольку не реализуется процесс перемещения нагрузки, а при моделировании движения поезда по участку приходится моделировать каждую мгновенную схему в отдельности.

Это крайне неудобно, приходится уменьшать количество мгновенных схем, при этом увеличивается погрешность расчёта. Этих недостатков лишена специальная модель, в которой тяговая нагрузка рассматривается как динамический процесс. Ядром модели, её основой, является решение мгновенных схем с помощью матричного метода, который позволяет рассчитывать мгновенные схемы любой сложности.

Таким образом, программа совмещает матричный метод расчёта, с динамическим методом.

Результатом выполнения пошаговых расчётов являются мгновенные значения потерь мощности, при интегрировании которых по времени, равному шагу расчёта, получается значение потерь энергии:

Рис. 1. Изменение мгновенных потерь мощности во времени

(1)

В программе имеется встроенный справочник по параметрам элементов тяговой сети. При выборе требуемой марки элемента из предлагаемого списка автоматически изменяются параметры этого элемента.

Процесс составления матриц полностью автоматизирован. Для построения матриц сопротивлений Z применены формулы Ф. Поллячека. Так например эквивалентное сопротивление четырёх рельсов двухпутного участка рассчитывается по формуле:

, (2)

где — активное сопротивление рельса, Ом/км

— эквивалентный радиус рельса, м

— расстояние между рельсами, м

— ширина междупутья, м

— проводимость земли, См/м

Для тяговых сетей переменного тока учтено сопротивление взаимоиндукции между элементами тяговой сети. При этом формирование матриц Zv, учитывающих взаимоиндукцию, основано на той же методике Ф. Поллячека. Так для двухпутного участка переменного тока полное сопротивление между контактными подвесками 2-х путей определяется согласно формулы:

, (3)

где — полное сопротивление между контактными подвесками 2-х путей

, — сопротивление контуров контактная подвеска — рельс для каждого пути

— сопротивление взаимоиндукции между контурами контактная подвеска-рельс 1-го пути и контактная подвеска — рельс 2-го пути

— сопротивление контура рельс — земля

Рис. 2. Расчётная схема к определению полного сопротивления:

Т1, Т2 — контактные подвески 1-го и 2-го путей; Р — рельсы; З — земля.

Одним из расчётных режимов является пошаговый. В качестве шага принята по умолчанию 1 минута. Шаг расчёта может принимать значения 0. 1, 0. 5, 1, 2, … 10. Под шагом понимается смещение поездов, находящихся на расчётной зоне, на расстояние, соответствующее значению шага расчёта и скорости поезда. При необходимости в этот момент времени могут быть изменены такие параметры поезда как потребляемый ток и скорость движения.

Кроме пошагового предусмотрен режим пакетного пропуска заданного количества поездов с заданным интервалом времени. Этот режим можно использовать для определения тенденции изменения расхода энергии и потерь в тяговой сети во времени.

Используя режим построения графика движения поездов (ГДП) можно вести расчёт по реально существующему ГДП. Это даёт возможность имея официальный документ определить потери в тяговой сети, количество электроэнергии потреблённое за это время и минимальное напряжение на токоприёмнике электровоза. Используя указанный режим можно смотреть как изменение ГДП повлияет на расход энергии и потери.

Планируемая погрешность при расчётах составляет порядка 3%. На 2-х путных участках переменного тока при отключенном одном из путей, можно узнать какое будет максимальное наведенное напряжение на другом пути. Используя эту возможность, в дальнейшем можно будет оценить уровень мешающего воздействия от тяговой нагрузки на линии связи, проложенные вдоль электрифицированного участка.

Особого внимания заслуживает вероятностный режим. Его рекомендуется использовать, когда график движения поездов не известен, но известны веса поездов и планируемые размеры движения. В таком случае за указанный период времени поезда происходит случайный процесс запуска поезда с учётом общего количества поездов и количества поездов каждого типа. Этот режим будет полезен для оценки значения расхода энергии и потерь в тяговой сети. Для более точной оценки необходимо будет имитацию производить неоднократно, а затем, сравнивая результаты расчётов, делать необходимые выводы.

На данный момент определено 4 типа поездов: грузовой, скоростной, пассажирский и электропоезд. Для каждого типа поезда указываются пределы изменения потребляемого тока и скорости движения. Перед запуском поезда, случайным образом определяются его параметры, и далее происходит имитация его движения с этими параметрами.

На данном этапе скорость и потребляемый ток поезда за время его хода по расчётной зоне постоянны, но на самом деле это не так и это будет учтено в дальнейшем развитии. Кроме этого необходимо добавить возможность расчёта новых схем питания, таких как ЭУП, и учесть прокладку на опорах контактной сети линий продольного электроснабжения и проводов системы ДПР с возможностью выявления влияния тяговой нагрузки на увеличение потерь в этих системах.

Для иллюстрации работы программы рассмотрим примеры:

Пример 1

Имеется фидерная зона двухпутного участка постоянного тока длиной 24 км с тяговой сетью М-120 + 2МФ-100 + Р-75.

Необходимо осуществить пакетный пропуск 5-ти поездов по заданному участку и построить графики потерь мощности при интервале в пакете поездов 7, 10 и 13 мин.

Таблица 1

Результаты примера 1

№ п/п

Интервал, мин

Потреблённая энергия, тыс. кВт*ч

Потери энергии, тыс. кВт*ч

Потери энергии, %

1.

7

12,69

1,61

12,71

2.

10

12,69

1,27

10,02

3.

13

12,69

1,09

8,57

На графике представлено графики потерь энергии при следовании с интервалами 7, 10 и 13 минут соответственно. Как видно при увеличении интервала попутного следования почти в 2 раза потери энергии уменьшились в 1,5 раза. Подробнее это можно увидеть на рис. 3.

Рис. 2а. Потери мощности при пакетном пропуске поездов

Пример 2

Имеется фидерная зона двухпутного участка переменного тока длиной 50 км с тяговой сетью ПБСМ-95 + МФ-100 + Р-65.

Рассмотрим случай, при котором производится пакетный пропуск 12-ти поездов по двухпутному участку (по 6 на каждом пути), а затем 6-ти поездов по одному из путей, когда второй путь отключён.

Таблица 2

Результаты примера 2

№ п/п

Количество поездов

Потреблённая активная энергия, тыс. кВт*ч

Потери активной энергии, тыс. кВт*ч

Потери активной энергии, %

1.

12

80,95

3,51

4,33

2.

6

40,48

1,56

3,86

В случае пропуска по каждому из путей двухпутного участка 6-ти поездов потреблённая энергия в два раза больше, чем при пропуске 6-ти поездов только по одному пути, потери активной энергии выше более чем в два раза из-за наличия индуктивной связи между подвесками каждого из путей.

Рис. 2б. Потери мощности при работе одного и двух путей

Пример 3

Имеется фидерная зона участка переменного тока длиной 50 км с тяговой сетью ПБСМ1−95 + МФ-100 + Р-65.

По заданному графику движения поездов определить зависимость активных потерь в тяговой сети от времени за период 3 часа.

С помощью вероятностного режима имитации определить ту же зависимость.

Таблица 3

Параметры поездов

Тип

Количество

Скорость, км/ч

Потребляемый ток, А

Грузовой

2

50

400+j20

Скоростной

1

90

300+j15

Электропоезд

1

45

100+j10

Пассажирский

2

60

200+j20

Рис. 2,1а. Окно параметров поездов для вероятностного режима

Рис. 2,1б. Фрагмент работы программы, пошаговый режим (сечение ГДП в 1: 00)

В результате работы программы были получены следующие результаты:

Рис. 2,2. График движения поездов и потери мощности

Как видно из последнего рисунка расчёт по вероятностному режиму при определённых условиях вполне может заменить расчёт по исполненному графику движения поездов, так как площади, ограниченные кривыми, (потери энергии) приблизительно равны. Отсюда следует, что методику можно применять для прогнозирования потерь энергии при известных размерах движения.

2.2 Анализ параметров тяговой сети постоянного и переменного тока.

Проведем анализ зависимости потерь энергии от расхода при прохождении одного поезда.

Примем однопутный участок постоянного тока. Подвеска М-95 + 2МФ150 + А-120

Поезд едущий со скоростью 60 км/ч потребляет ток 1000 А. Тогда, изменяя длину зоны от 1 км до 30 км, определим коэффициент потерь, расход энергии, расход энергии на движение поездов, а также коэффициент полезного действия.

(2. 1)

где з — коэффициент полезного действия системы электроснабжения,

WДВ — расход энергии на движение поезда, тыс. кВт*ч,

WОБЩ — Общий расход энергии, тыс. кВт*ч.

Данные, полученные с помощью программы Матрикс и посчитанные вручную, сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2. 1

Длина участка

Расход энергии, тыс. кВт*ч

Коэффициент потерь, %

Расход энергии на движение поезда, тыс. кВт*ч

КПД, %

1

0. 055

0. 27

0. 54 852

99. 73

2

0. 11

0. 54

0. 109 406

99. 46

3

0. 165

0. 81

0. 163 664

99. 19

4

0. 22

1. 09

0. 217 602

98. 91

5

0. 275

1. 36

0. 27 126

98. 64

6

0. 33

1. 63

0. 324 621

98. 37

7

0. 385

1. 9

0. 377 685

98. 1

8

0. 44

2. 17

0. 430 452

97. 83

9

0. 495

2. 45

0. 482 873

97. 55

10

0. 55

2. 71

0. 535 095

97. 29

11

0. 605

2. 98

0. 586 971

97. 02

12

0. 66

3. 26

0. 638 484

96. 74

13

0. 715

3. 53

0. 689 761

96. 47

14

0. 77

3. 8

0. 74 074

96. 2

15

0. 825

4. 07

0. 791 423

95. 93

16

0. 88

4. 35

0. 84 172

95. 65

17

0. 935

4. 62

0. 891 803

95. 38

18

0. 99

4. 89

0. 941 589

95. 11

19

1. 045

5. 17

0. 990 974

94. 83

20

1. 1

5. 43

1. 4 027

94. 57

21

1. 155

5. 71

1. 8 905

94. 29

22

1. 21

5. 98

1. 137 642

94. 02

23

1. 265

6. 25

1. 185 938

93. 75

24

1. 32

6. 52

1. 233 936

93. 48

25

1. 375

6. 79

1. 281 638

93. 21

26

1. 43

7. 07

1. 328 899

92. 93

27

1. 485

7. 34

1. 376 001

92. 66

28

1. 54

7. 61

1. 422 806

92. 39

29

1. 595

7. 89

1. 469 155

92. 11

30

1. 65

8. 16

1. 51 536

91. 84

На основании данных таблицы 2.1 построим график зависимости КПД от длины участка электроснабжения.

Рис 2.1 Зависимость КПД от длины участка электроснабжения.

Как видно из графика, коэффициент полезного действия постоянно уменьшается, и определить с его помощью оптимальную длину зоны не получится. Поэтому, введем понятие коэффициента неэффективности, Кн

(2. 2)

где ДWОБЩ — потери энергии, тыс. кВт*ч.

Данные по расчету коэффициента неэффективности приведены в таблице 2.2.

Таблица 2. 2

Длина участка

Расход энергии, тыс. кВт*ч

Коэффициент потерь, %

Коэффициент неэффективности

1

0. 055

0. 27

0. 49 091

2

0. 11

0. 54

0. 49 091

3

0. 165

0. 81

0. 49 091

4

0. 22

1. 09

0. 49 545

5

0. 275

1. 36

0. 49 455

6

0. 33

1. 63

0. 49 394

7

0. 385

1. 9

0. 49 351

8

0. 44

2. 17

0. 49 318

9

0. 495

2. 45

0. 49 495

10

0. 55

2. 71

0. 49 273

11

0. 605

2. 98

0. 49 256

12

0. 66

3. 26

0. 49 394

13

0. 715

3. 53

0. 49 371

14

0. 77

3. 8

0. 49 351

15

0. 825

4. 07

0. 49 333

16

0. 88

4. 35

0. 49 432

17

0. 935

4. 62

0. 49 412

18

0. 99

4. 89

0. 49 394

19

1. 045

5. 17

0. 49 474

20

1. 1

5. 43

0. 49 364

21

1. 155

5. 71

0. 49 437

22

1. 21

5. 98

0. 49 421

23

1. 265

6. 25

0. 49 407

24

1. 32

6. 52

0. 49 394

25

1. 375

6. 79

0. 49 382

26

1. 43

7. 07

0. 49 441

27

1. 485

7. 34

0. 49 428

28

1. 54

7. 61

0. 49 416

29

1. 595

7. 89

0. 49 467

30

1. 65

8. 16

0. 49 455

31

1. 705

8. 43

0. 49 443

32

1. 76

8. 7

0. 49 432

33

1. 815

8. 97

0. 49 421

34

1. 87

9. 24

0. 49 412

35

1. 925

9. 52

0. 49 455

36

1. 98

9. 79

0. 49 444

37

2. 035

10. 06

0. 49 435

38

2. 09

10. 33

0. 49 426

39

2. 145

10. 6

0. 49 417

40

2. 2

10. 88

0. 49 455

50

2. 75

13. 6

0. 49 455

Построим зависимость коэффициента неэффективности от длины зоны.

Рис. 2.2 Постоянный ток.

Рис. 2.3 Переменный ток

Из сравнения графиков рис 2.2 и рис 2.3 следует, что использование энергии на переменном токе идет более эффективно, чем на постоянном.

2.3 Анализ параметров рельсовой сети системы 27,5 кВ

Исследуя зависимость потерь энергии от сопротивления, приходим к выводу, что, увеличивая сечение подвески — снижаются потери, и эта зависимость линейна. Особое внимание хотелось бы уделить сопротивлению рельсовой цепи. Собственное сопротивление рельсов влияет на потери не совсем так же как и в контактной сети, потому, что существует еще и переходное сопротивление рельс-земля. При увеличении собственного сопротивления рельса (стыков), наблюдается увеличение стекания тока в землю.

Рис. 2.4 а График движения поездов для расчета влияния переходного сопротивления на потери энергии.

Рис. 2.4 б График зависимости потерь энергии от сопротивления стыков.

Также при уменьшении сопротивления стыков уменьшаются потенциалы рельсов относительно земли.

Очень важную роль играет переходное сопротивление рельс-земля. При увеличении этого сопротивления большая часть тока начинает протекать по рельсам, что вызывает дополнительные потери в рельсе, а также увеличение потенциала рельса относительно земли (см. рис. 2. 5).

Потери энергии возрастают нелинейно. На рис. 2.7 представлена зависимость изменения потерь энергии (%) от переходного сопротивления рельс-земля (Ом/км).

Рис. 2.5 (а, б) Опасные потенциалы рельс-земля.

Рис 2.6 Потери мощности при движении поездов.

Рис. 2.7 Зависимость потерь энергии от переходного сопротивления.

После проведенных опытов можно сделать следующие выводы: уменьшение любой составляющей системы электроснабжения снижает потери энергии. Казалось бы, что максимального (линейного) эффекта можно добиться, уменьшив сопротивление контактной сети, но оказывается, что это влияет в меньшей степени, чем сопротивление рельсовой цепи и переходное сопротивление рельс-земля. Это позволяет сделать следующие практические выводы:

· для уменьшения потерь энергии целесообразно переходить на систему электроснабжения с ЭУП. (собственное сопротивление подвески)

· уменьшение переходного сопротивления не является правильным решением, т.к. в рельсе протекают не только тяговые токи.

· Замена стыковых перемычек на рельсах, применение рельсов большей длины и ревизия пути — эти мероприятия могут снизить потери на несколько (2−5%) процентов. (нелинейная зависимость). А также это мероприятие повышает безопасность.

3. Экономическая эффективность перехода от системы 1Ч25 кв к системе с экранирующим и усиливающим проводами

4.1 Расчет процента потерь электроэнергии в тяговой сети

Потери электроэнергии в тяговой сети определяют по формуле:

+1-), (4. 1)

где — потери электроэнергии в межподстанционной зоне тяговой сетиза

время Т, кВт ч;

— расход электроэнергии на тягу поездов в этой зоне за время Т, кВА ч

— длина межподстанционной зоны, км;

— активное сопротивление 1 км тяговой сети, км;

— среднее напряжение в контактной сети, В;

— пропускная способность участка за время Т, поездов;

— размеры движения за время Т, поездов;

— максимальное число поездов в межподстанционной зоне;

-отношение времени хода поезда в межподстанционной зоне к времени хода под током. Принимают ч (сутки),.

Годовые потери электроэнергии равны:

, (4. 2)

Активное сопротивление тяговой сети 1Ч25 кВ равно r = 0,132 Ом/км, а ЭУП — r = 0,071 Ом/км. [2]

В дальнейшем будем иметь в виду следующее соотношения:

, (4. 3)

где — интервал попутного следования;

— средняя скорость поезда, км / ч.

, (4. 4)

где — среднегодовое удельное электропотребление на 1 км эксплуатационной длины главных путей, кВт ч / км.

k — коэффициент мощности электровоза.

Процент потерь электроэнергии в тяговой сети равен:

=, (4. 5)

Подставим в (5) выражения (3) и (4):

ПЗ, (4. 6)

Для средних условий: И = 0,166ч; б = 1,2; км/ч; кВ, в таблицах 4.1 и 4.2 приведены проценты потерь электроэнергии в тяговой сети 1Ч25 кВ и в тяговой сети с ЭУП соответственно.

Таблица 4.1 Процент потерь эл. энергии в тяговой сети (т. с.) 1Ч25 кВ

Степень

пропуск.

сп. N/No

Процент потерь эл. энергии в т. с. 1Ч25 кВ

при уд. эл. потреблен. тыс. кВт ч/км и км

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

0,1

0,569

1,138

1,707

2,276

2,845

3,414

3,983

4,553

0,2

0,32

0,64

0,96

1,28

1,6

1,92

2,239

2,559

0,3

0,237

0,474

0,711

0,947

1,184

1,421

1,658

1,895

0,4

0, 195

0,391

0,586

0,781

0,977

1,172

1,367

1,563

0,5

0,17

0,341

0,511

0,682

0,852

1,023

1, 193

1,363

0,6

0,154

0,308

0,461

0,615

0,769

0,923

1,077

1,231

Таблица 4.2 Процент потерь эл. энергии в тяговой сети (т. с.) с ЭУП

Степень

пропуск.

сп. N/No

Процент потерь эл. энергии в т. с. с ЭУП при уд. эл. потреблен.

тыс. кВт ч/км и км

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

0,1

0,306

0,612

0,918

1,224

1,530

1,837

2,143

2,449

0,2

0,172

0,344

0,516

0,688

0,860

1,032

1, 205

1,377

0,3

0,127

0,255

0,382

0,510

0,637

0,764

0,892

1,019

0,4

0,105

0,210

0,315

0,420

0,525

0,630

0,736

0,841

0,5

0,092

0,183

0,275

0,367

0,458

0,550

0,642

0,733

0,6

0,083

0,165

0,248

0,331

0,414

0,496

0,579

0,662

Результаты расчетов процента процента потерь представлены в виде графиков на рисунках 4.1 и 4. 2:

Рисунок 4.1 График процента потерь электроэнергии в тяговой сети 1 по 25 кВ.

Рисунок 4.2 График процента потерь электроэнергии в тяговой сети с экранирующим и усиливающим проводом.

Из сравнения графиков видно, что процент потерь электроэнергии в тяговой сети с экранирующим и усиливающим проводом при одинаковых условиях более чем в два раза меньше чем в тяговой сети 1 по 25 кВ.

3.2 Экономия электроэнергии

Примем двухпутный участок и однотипные поезда.

, (4. 7)

При прочих равных условиях потери электроэнергии прямопропорциональны сопротивлению . При имеем , при имеем .

Очевидно: или.

При снижении сопротивления тяговой сети с до экономия электро-энергии за счет снижения потерь электроэнергии за одни сутки составит:

, (4. 8)

Экономия электроэнергии за год на длине 1 км будет равна:

, (4. 9)

Расход электроэнергии на тягу поездов в меж подстанционной зоне длиной равен за одни сутки:

, (4. 10)

Подставим (4. 3) и (4. 10) в выражение (4. 7) при:

, (4. 11)

Поскольку Т = 24 ч, U = 25 000 В, то имеем:

, (4. 12)

Подставив выражение (4. 12) в (4. 9) получим годовую экономию электроэнергии на 1 км пути:

, (4. 13)

Примем для средних условий: км, км/ч, мин,; а полученные данные по годовой экономии электроэнергии сведем в таблицу 4.3.

(4. 14)

Таблица 4.3 Годовая экономия электроэнергии ДЭ, кВт ч/км год

Степень

проп. сп.

N/No

Годовая экономия электроэнергии ДЭ, кВт ч/км год при среднегодовом уд. электропотреблении, тыс. кВт ч/км год

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

0,1

709

2836

6381

11 340

17 730

25 520

34 740

45 380

0,2

398

1594

2587

6378

9963

14 350

19 530

25 510

0,3

295

1181

2656

4722

7378

10 620

14 460

18 890

0,4

243

974

2191

3894

6085

8762

11 930

15 580

0,5

212

849

1911

3398

5309

7645

10 410

13 590

0,6

192

767

1725

3067

4791

6900

9391

12 270

Для оценки экономической эффективности перехода от системы тяговой сети 1Ч25 кВ к системе с ЭУП воспользуемся методом дисконтированного срока окупаемости дополнительных капиталовложений с учетом фактора времени. Дисконтированный срок окупаемости — это срок за который окупятся первоначальные затраты на реализацию проекта за счет доходов, дисконтированных по заданной процентной ставке (кроме прибыли) на текущий момент времени.

Рисунок 4.3 График годовой экономии электроэнергии в зависимости от удельного электропотребления.

Сущность метода дисконтированного срока окупаемости состоит в том, что из первоначальных затрат на реализацию инвестиционного проекта последовательно вычитаются дисконтированные денежные доходы с тем, чтобы окупить инвестиционные издержки. Таким образом, дисконтированный срок окупаемости включает такое количество лет реализации инвестиционного проекта, которое необходимо для его окупаемости. Проект считается экономически целесообразным, если он окупается за экономически оправданный срок. В настоящее время экономически оправданным сроком считается 6. 25 лет.

Расчет дисконтированного срока окупаемости Т осуществляется с помощью выражения:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой