Экономия ээ в системе тягового электроснабжения
10.2 Экономия ЭЭ в системе тягового электроснабжения.
1 Малозатратные мероприятия по экономии энергоресурсов.
1.1.Нормализация схем питания контактной сети по условиям минимизации потерь электроэнергии.
Схемы контактной сети и их технико-экономическое сравнение.
Надёжность работы контактной сети (КС) зависит от схемы питания и секционирования. Это позволяет отключить при повреждении КС или её ремонте небольшой участок. Рельсовый путь не секционируется.
Секционирование осуществляется с помощью секционирующих устройств: изолирующие сопряжения анкерных участков (воздушные промежутки), секционные изоляторы, нейтральные вставки.
Схемы КС одно и двухпутных участков различают:
· двустороннее питание КС (схема параллельной работы смежных тяговых подстанций (ТП));
· Одностороннее питание КС (схема раздельной работы смежных тяговых подстанций);
Рекомендуемые материалы
Схемы двустороннего питания КС двухпутного участка различают:
· Раздельная схема КС первого и второго пути;
· Узловая схема КС: по середине МПЗ включён пост секционирования (ПСК) для электрического соединения КС обеих путей, разделения на секции и защиты КС;
· Параллельная схема питания КС: кроме ПСК между ПС и ТП включён пост параллельного соединения (ППС), который электрически соединяет КС обеих путей.
Схемы питания КС оцениваются по технико-экономическим показателям: потери мощности, потери напряжения, нагрев проводов КС, эффективность рекуперации, длина участка, отключаемая при КЗ.
Раздельная работа смежных ТП называется односторонним питанием КС. КС в середине участка между ТП делится на две секции нейтральной вставкой (НВ). При этом каждая секция питается от одной ТП через питающий провод (ФКС).
Параллельная работа ТП по КС называется схемой двустороннего питания КС. Поезда в МПЗ получают питание одновременно от двух поездов смежных подстанций.
Часть схемы КС, которая получает питание от одной ТП называется фидерной зоной (ФЗ), от двух ТП и межподстанционной зоной (МПЗ). Часть схемы, которая присоединена непосредственно к определённой подстанции называется подстанционной зоной.
Одностороннее питание по сравнению с двусторонним имеет следующие недостатки:
1. Неравномерная по времени загрузка ТП и КС;
2. Большая величина токов в КС увеличивает потери мощности и напряжения, снижает напряжение на токоприёмнике ЭПС;
3. Меньшая надёжность электроснабжения при повреждении ТП.
4. В месте секционирования КС возникает разница напряжений и поэтому требуется выполнять секционирование с НВ, что усложняет КС и работу машиниста ЭПС;
Преимущества:
1. При одностороннем питании ФЗ меньше и при КЗ отключается меньшая часть участка;
2. При одностороннем питании отсутствуют уравнительные токи.
При двустороннем питании ток к ЭПС поступает с двух сторон в течение всего времени движения. ТП загружается по времени более равномерно с меньшей величиной тока. Потери энергии и напряжения в КС, нагрев проводов КС и тягового трансформатора (ТТ) ТП меньше, чем при одностороннем питании.
При неодинаковых напряжениях на шинах смежных подстанций при двустороннем питании появляется УТ. Это увеличивает потери мощности. В некоторых случаях УТ уничтожает преимущества двустороннего питания. Значительный УТ может возникнуть на переменном токе при питании смежных ТП от различных энергосистем.
На дорогах России, как правило, применяют схему двустороннего питания. Одностороннее питание применяется в виде исключения.
На двухпутных участках, как правило, применяют узловую схему КС. Для МПЗ с большим электропотреблением и горным профилем применяют параллельную схему КС.
Поперечные соединения проводов КС смежных путей многопутных и двухпутных участков выравнивают нагрузки в КС путей, уменьшаются потери энергии и напряжения в сети. Такие соединения улучшают условия рекуперации энергии, облегчают передачу энергии от рекуперирующего ЭПС к тяговому.
Степень уменьшения потерь энергии и напряжения при поперечных соединениях зависит: от соотношения расходов энергии поездами по путям, степени использования пропускной способности, разнотипности поездов и характера изменения тока поезда, числа поперечных соединений и их расположения, соотношения сопротивлений проводов КС на обоих путях.
У мест расположения ТП КС секционируется и каждая примыкающая секция сети питается через свой фидер КС, который присоединяется к шинам ТП через выключатель. На переменном токе секционирование станции с ТП с одной стороны выполняется с помощью НВ. ТП располагаются на ЖД станциях. Для питания КС станций и локомотивного депо используют отдельные ФКС.
Изолирующее сопряжение для отделения станции и перегона располагают между входным сигналом и первой стрелкой станции со стороны перегона, чтобы при снятии напряжения со станции поезд мог быть остановлен у входного сигнала. НВ
ТП А ТП В
Рис.1. Одностороннее питание контактной сети (раздельная работа смежных ТП по КС).
ТП А ТП В
Рис 2. Двустороннее питание контактной сети (параллельная работа смежных ТП по КС),
ТПА ТПВ
Рис. 3. Раздельная схема КС двухпутного участка.
ТПА ПСК ТПВ
Рис.4 Узловая схема КС двухпутного участка.
ТПА ППС ПСК ППС ТПВ
 |
Рис. 5. Параллельная схема КС двухпутного участка.
Предложения по энергосбережению:
1.По условиям минимизации потерь электроэнергии целесообразно применять следующие схемы питания контактной сети:
· Двусторонние схемы контактной сети.
· Узловые и параллельные схемы контактной сети.
Нормальными проектными схемами контактной сети являются узловые схемы. Параллельные схемы эффективно использовать в межподстанционных зонах горного профиля с интенсивной рекуперацией, со значительной разницей электропотребления по чётным и нечётным путям. Сегодня главный ход ВСЖД характеризуется значительной разницей грузопотока по восток и запад и область эффективного использования параллельных схем может быть значительно увеличена. Требуется детальный анализ электропотребления и потерь электроэнергии в системе тягового электроснабжения
2.Для уменьшения величины уравнительного тока при двусторонней схеме контактной сети необходимо проведение работ по согласованию напряжений на шинах смежных подстанций и определение оптимальных положений РПН трансформаторов.
3.3. Энергодиспетчерский контроль за нормальными схемами контактной сети по условиям минимальных потерь электроэнергии в контактной сети.
3.4. Энергодиспетчерский контроль за положениями РПН трансформаторов по условиям минимальных потерь электроэнергии в контактной сети от уравнительных токов.
Технико-экономическая эффективность применения двусторонних узловых и параллельных схем питания контактной сети дистанции электроснабжения.
Годовая экономия электрической энергии от применения параллельных схем питания по сравнению с реальной.
Таблица 2.1
| Участок | Расход активной энергии кВт.ч | Потери в тяговой сети | Экономия кВт.ч | Экономия в пересчёте на рубли | |
| кВт.ч | % | ||||
| Тимлюй-Петровский-завод | 1303119 | 29971,7 | 2,3 | 927560,9 | 740564,6 |
При расчётах принята цена электроэнергии на тягу поездов 79,84 коп*кВт.ч
1.2.Уменьшение потерь электроэнергии от уравнительного тока при двусторонних схемах питания тяговой сети.
При использовании схем двустороннего питания МПЗ имеется некоторое неравенство напряжений по модулю и фазе на шинах смежных тяговых подстанций и возникает уравнительный ток. Уравнительный ток приводит к дополнительным потерям электроэнергии.
ŪА - ŪВ
İур =
Z АВ
Наличие уравнительного тока и его величина зависят от качества согласования уровней напряжения смежных подстанций.
При отсутствии тяговой нагрузки уравнительный ток зависит только от режима работы питающей энергосистемы (от тока транзита). При наличии тока тяги появляется дополнительная составляющая уравнительного тока, зависящая от величины тяговой нагрузки и точки её приложения. При этом величина уравнительного тока для ЛЭП 110 кВ может изменяться на величину до 50 А.
Для снижения потерь ЭЭ в контактной сети от уравнительного тока необходимо:
· согласовывать уровни напряжений смежных подстанций при двусторонних схемах питания тяговой сети. Для контроля качества согласования уровней напряжения смежных подстанций применяют приборы измерения величины уравнительного тока при отсутствии тяговой нагрузки. В качестве такого прибора на СКЖД используют датчики контроля уравнительного тока ДКУРТ-5, изготавливаемых РГУПСом.
· Переход на одностороннее питание контактной сети на всю МПЗ или до середины МПЗ
1.3.Применение одностороннего питания контактной сети в межподстанционных зонах со значительной величиной уравнительного тока.
Некоторые межподстанционные зоны характеризуются значительными величинами уравнительных токов и перетоков мощности по контактной сети при двусторонней схеме питания и соответственно увеличенными потерями мощности. Увеличенные уравнительные токи возникают при питании межподстанционной зоны тяговыми подстанциями от ЛЭП с разными напряжениями 110 и 220 кВ, при значительной разнице мощности короткого замыкания на первичных шинах подстанций, при значительной величине районных промышленных нагрузок третьих обмоток тяговых трансформаторов (более 50% потребляемой мощности). В таких МПЗ не удаётся согласовать уровни напряжений смежных подстанций.
На ряде таких межподстанционных зон, где имеются возможности по уровню напряжения, выполняются схемы одностороннего питания контактной сети на всю зону или до середины. Для повышения уровня напряжения целесообразно использование установок продольной емкостной компенсации (УПК). Годовой экономический эффект от уменьшения потерь электроэнергии составляет в год в среднем 450 – 550 тыс. кВт на одну межподстанционную зону.
1.4. Применение схем встречно-консольного питания с автоматикой перехода на двустороннее питание.
1.5. Снижение затрат энергии на тягу поездов и потерь электроэнергии, вызванных введением временных ограничений скорости движения по контактной сети и «окнами» для ремонтных работ на контактной сети.
1. Технико-экономический анализ.
В период предоставления «окон» для ремонтных работ на контактной сети может происходить сгущение поездов и их пакетное движение, которое увеличивает потери электроэнергии по сравнению со случайным или равномерным графиком движения поездов.
Снижение скорости движения поезда при выполнении заданных ограничений по вине дистанции электроснабжения и следующее затем ускорение приводят к дополнительным затратам ЭЭ на тягу поездов.
Снижение скорости движения поезда до 30% её среднего значения по участку длиной в 1 км может привести к повышению затрат энергии на 3-4% расходов на тягу на участке длиной 200-250 км.
Энергооптимальные расчёты точно оценивают энергетическая цену введённого ограничения. Выполняются два расчёта и по разности энергии определяется энергетическая цена ограничения. Это позволяет организовать систему работы с временными ограничениями скорости с учётом энергетических затрат на выполнение предупреждения.
2.Предложения по энергосбережению:
· Ликвидация в первую очередь самых затратных ограничений скорости движения по вине дистанции электроснабжения.
· Отнесение энергетических затрат ограничения скорости на район контактной сети, виновной в ограничении скорости движения;
· Организация системы стимулирования по уменьшению ограничений скорости движения, по уменьшению «окон» для ремонтных работ и их продолжительности.
1.6. Применение современных систем учёта электрической энергии на тягу поездов на тяговых подстанциях и электроподвижном составе и управление режимами работы системы тягового электроснабжения с целью минимизации её потерь.
1. Проблема условных потерь электроэнергии.
Учёт электроэнергии потребителями железной дороги не соответствует высокому качеству. Существует проблема «условных» потерь электроэнергии в тяговой сети. Расчётные потери в тяговой сети составляют 3-5%, «условные потери» – 10 -15%. Значительная величина «условных потерь» электроэнергии приводит к следующим проблемам:
· Снижается точность учёта электроэнергии на тягу поездов и расчёта удельных расходов энергии на измеритель перевозочной работы (т. км);
· Затруднён качественный анализ электропотребления и потерь электроэнергии в тяговой сети;
· Затруднено выяснение причин увеличения электропотребления;
· Невозможно проводить более активную политику в энергосбережении;
· Затруднёна организация работы по стимуляции работников дороги по экономии электрической энергии.
· Невозможность оценивания эффективности мероприятий энергосбережения в системе тягового электроснабжения, электроподвижном составе, при организации движения поездов.
Причиной значительной разница расчётных и условных потерь является следующие возможные факторы:
· неточность учёта электроэнергии в системе тягового электроснабжения;
· неточность учёта электроэнергии на ЭПС и электросекциях;
· неточность учёта нетяговых потребителей по системам электроснабжения ПР, ДПР и собственных нужд тяговых подстанций, питающих от шин 27,5 кВ тяговой подстанции;
· отсутствие учёта электроэнергии от 25 кВ на технологические нужды ЭПС при его ремонте;
· отсутствие учёта на собственные нужды ЭПС, тяговых подстанций;
· отсутствие или неточность учёта на отопление пассажирских вагонов при движении поезда и в отстое;
· неучтенное электропотребление электроэнергии на ЭПС и другими потребителями от системы тягового электроснабжения;
· отнесение расходов потребителей от ПР, ДПР и собственных нужд подстанций на тягу поездов по причинам отсутствия учёта и не уплаты за потреблённую энергию.
· Другие.
На ЭПС переменного тока используются счётчики ЭЭ, цепи напряжения которых получают питание от обмоток СН тяговых трансформатора ЭПС. При углах коммутации 40-450 , а также вследствие потери напряжения в реактансе рассеивания тягового трансформатора на обмотке СН напряжение на счётчике ЭЭ отличается от напряжения на токоприёмнике ЭПС на 10-12% по модулю и на 3-40 по аргументу. По этому погрешность учёта энергии на ЭПС только за счёт цепи напряжения счётчика составляет не менее 12-14%. Такой учёт следует считать качественной оценкой потребляемой ЭЭ и является основной причиной появления условных потерь в тяговой сети большой величины до 20% от израсходованной на тягу поездов.
Опытные поездки показали.
Расход электроэнергии на ЭПС по счетчику Альфа Плюс составил:
· в режиме потребления 28746 кВт*Ч
· в режиме генерации 3436 кВт*Ч
Расход электроэнергии по индукционному счетчику электровоза составил:
- в режиме потребления 30360 кВт*Ч
- в режиме генерации 3620 кВт*Ч
Разница показаний в сторону увеличения электропотребления индукционными счётчиками составила:
- в режиме потребления – 5,61%
- в режиме рекуперации – 5,36%
2.Предложения по энергосбережению:
2.1. Организация АСКУЭ всех потребителей электроэнергии железных дорог и на её базе организация текущего контроля электропотребления на железной дороге.
2.2. Организация ежесуточного, месячного, квартального и годового анализа электроэнергии на тягу поездов и другим потребителям, выяснение причин повышенного электропотребления и разработка и оценивание мероприятий энергосбережения.
2.3.Организация системы стимулирования работников железных дорог по реализации мероприятий энергосбережения по предприятиям железной дороги.
2.4 Организация приобретения электроэнергии на оптовых рынках электрической энергии - региональном или федеральном.
2.5.Применение обоснованных тарифов на электроэнергию для различных категорий потребителей железной дороги.
1.7. Организация системы учёта потерь электроэнергии в тяговой сети по межподстанционным зонам дистанции электроснабжения и его текущий анализ (суточный, декадный, месячный, квартальный, годовой).
1. Анализ проблемы.
Потери в тяговой сети могут быть оценены следующими методами:
1.По разнице показаний счетчиков тяговых подстанций и электровозов в административных границах железных дорог и отделений дороги за расчетный период.
2. Программными методами косвенного расчета потерь электроэнергии на основе информации по токам фидеров тяговых подстанций, по схемам контактной сети, по параметрам грузового и пассажирского движения, по проценту порожних поездов, участковой и технической скорости, по продолжительности «горячего» простоя локомотивов, по количеству пробега локомотивом резервом и других данных, влияющих на потери электроэнергии.
3.Расчетным способом на компьютерных моделях NORD, FAZACOR, MATLAB и другие.
При наличии текущего учёта электроэнергии на тяговых подстанциях и ЭПС возможно наладить текущий учёт потерь электроэнергии в тяговой сети, условных потерь и их анализ. Количественная оценка потерь электроэнергии в системе тягового электроснабжения и их анализ позволит:
· выявлять причины увеличенных потерь электроэнергии и управлять снижением потерь;
· разрабатывать мероприятия снижения потерь электроэнергии.
· оценивать эффективность мероприятий снижения потерь электроэнергии;
· Существует проблема «условных» потерь. Расчётные потери в контактной сети составляют 3-5%, условные потери – 10 -15%.
2.Предложения по энергосбережению:
2.1. Организация АСКУЭ всех потребителей электроэнергии железных дорог и на её базе организация текущего контроля потерь электроэнергии в тяговой сети.
2.2. Организация ежесуточного, месячного, квартального и годового анализа потерь электроэнергии, выяснение причин повышенных потерь электроэнергии по межподстанционным зонам и оценивание мероприятий энергосбережения.
2.3.Организация системы стимулирования работников железных дорог по реализации мероприятий энергосбережения по уменьшению потерь электроэнергии в тяговой сети.
В службе Т имеется суточное электропотребление по ЭПС и в службе Э по ТП и уже возможна организация анализа условных потерь.
1.8. Организация системы учёта потерь электроэнергии в тяговых трансформаторах тяговых подстанций дистанции электроснабжения и его текущий анализ (суточный, декадный, месячный, квартальный, годовой).
1. Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторе.
Потери мощности в тяговых трансформаторах состоят из потерь в стали и потерь в меди (обмотках ): ∆Р = ∆Рст +∆Рм.
Потери в стали это потери холостого хода трансформатора, которые расходуются на намагничивание трансформатора. Потери в стали являются паспортной характеристикой трансформатора и имеют постоянное значение.
Потери меди (обмотках) трансформатора зависят от квадрата тока обмотки трансформатора и активного сопротивления обмотки
∆Рм = (I2обмI + I2обмII + I2обмIII ) Rобм
или от квадрата токов прямой и обратной последовательности обмоток
∆Рм = 3 (I2 1 + I2 ) Rобм,
где IобмI ,IобмII , IобмIII – токи обмоток тягового трансформатора; I2 1 , I2 - соответственно токи прямой и обратной последовательности; Rобм – активное сопротивление обмотки трансформатора.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:
∆W = 8760*∆Рт, кВт*ч;
её стоимость С = ∆W*q, рублей;
где q, руб/кВт*ч – стоимость электроэнергии на тягу поездов.
Потери электроэнергии в тяговом трансформаторе определяются следующими методами:
1. По средним токам плеч питания и обмоток трансформатора.
1.1.При однофазном учёте электроэнергии (раздельно по каждому плечу питания) средние токи плеч питания могут определяться по активной и реактивной электроэнергии плеч питания.
II, II = √ W2а + W2р / 27,5 *Т,
где Wа – активная электроэнергия плеча питания, кВт.ч; Wр – реактивная электроэнергия плеча питания тяги, кВАр.ч; 27,5 кВ – номинальное напряжение на шинах тяговой подстанции; Т – количество часов в сутках или году.
1.2. При трёхфазном учёте электроэнергии необходимо опытными измерениями или моделированием систем тягового электроснабжения и движения поездов определить коэффициент распределения электроэнергии по плечам питания тяги и соответственно разделить энергию тяги по плечам питания для определения среднего тока обмоток тягового трансформатора.
2. Программно-аппаратным методом с постоянным контролем тока плеча подстанции.
Реализация этого метода позволит наиболее точно оценить потери электроэнергии в тяговом трансформаторе для анализа и расчёта с энергоснабжающей организацией.
Необходимо также рассчитывать потери электроэнергии от токов нетранспортных районных потребителей при питании от третьей обмотки тягового трансформатора.
В настоящее время потери электроэнергии определяются величиной ….. процента от потребляемой электроэнергии.
Наиболее полное решение проблемы учёта потерь электроэнергии в тяговом трансформаторе это организация учёта потребления электроэнергии всеми потребителями на стороне первичного напряжения 110(220) кВ. Очевидно, что это должно планироваться на дороге.
2.Предложения по энергосбережению:
2.1. Организация точного учёта потерь электроэнергии в тяговых трансформаторах подстанции с использованием программно-аппаратного контроля тока на плечах питания тяги и токов третьей обмотки.
2.2. Организация анализа потерь электроэнергии в тяговом трансформаторе.
2.3.Организация учёта потребления электроэнергии всеми потребителями тяговой подстанции на стороне первичного напряжения 110(220) кВ.
1.9. Нормализация режима работы тяговых трансформаторов на тяговых подстанциях по условиям потерь электроэнергии.
1. Теория режима работы двух трансформаторов по минимуму потерь электроэнергии.
При наличии на подстанции двух трансформаторов должна определяться граничная нагрузка Sгр<Sн подстанции, при которой экономически целесообразна работа одного трансформатора. При малой нагрузке потери в стали становятся доминирующими и для уменьшения общих потерь целесообразно отключить один трансформатор.
Граничная мощность Sгр или граничный коэффициент загрузки
βгр = Sгр/ Sн определяется из условия равенства потерь мощности для одного и двух трансформаторов
Sгр 2 Sгр 2
ΔPC + ΔPМH = 2ΔPC + 0,5ΔPМH ,
Sн Sн
2 ΔPC Отсюда β=Sгр/Sн = = 0,6 ¸ 0,8
ΔPМH
Если Вам понравилась эта лекция, то понравится и эта - 3.9 Определение перемещений в статически неопределимых системах.
Гарантированной границей работы одного трансформатора по критерию минимума потерь являются 60% мощности Sн трансформатора. Следовательно, при нагрузке трансформатора более 60 % по критерию минимума потерь электроэнергии необходимо включать два трансформатора на параллельную работу.
Граница работы одного тягового трансформатора подстанций железной дороги по критерию потерь электроэнергии должна уточнятся по конкретным параметрам трансформатора.
Это направление энергосбережения отсутствует в хозяйстве электроснабжения ВСЖД. Кроме того не учитывается проблема усиленного старения изоляции при значительных перегрузках.
2.Предложения по энергосбережению:
2.1. Организация параллельной работы тяговых трансформаторов по критерию минимума потерь электроэнергии.
1.10.Автоматизация подогрева электрооборудования подстанции и электрического отопления здания подстанции.
