Среднезатратные и инвестиционные мероприятия по экономии энергоресурсов
2. Среднезатратные и инвестиционные мероприятия по экономии энергоресурсов.
2.1.Организация графика движения поездов с целью минимизации потерь энергии в тяговой сети.
Проектирование электрификации участков ЖД должно основываться на энергосберегающей организации графика движения поездов. Зная объём перевозок можно организовать способ пропуска поездов с минимальными потерями ЭЭ в тяговой сети.
Для составления энергосберегающего графика движения поездов необходимо иметь информацию: техническая характеристика участка железной дороги, размеры пассажирского и грузового движения поездов, основные нормативы графика движения поездов. Такой программный комплекс разработан в РГУПС.
2.2.Замена тяговых трансформаторов на подстанциях.
Системы тягового электроснабжения участков переменного тока находится в эксплуатации свыше 35-40 лет. Трансформаторы тяговых подстанций 31,5 - 40 мВА морально и физически устарели, имеют значительные потери холостого хода 63 кВт, низкий коэффициент использования мощности 0.15 – 0.2. Замена старых трансформаторов на новые современные мощностью 25 мВА даст только на потерях холостого хода экономию 1,1 млн. кВт.ч в год на одну подстанцию.
2.3.Применение энергосберегающей системы электроснабжения для вновь электрифицируемых участков на переменном токе.
Электрификация самых грузонапряжённых магистралей уже завершена. Для современного уровня цен на энергоносители и эффективности электрической тяги в сравнении с тепловозной тягой становится эффективным электрификация малодеятельных участков (выходы к портам, районам разработок полезных ископаемых и т.д.).
Разработана новая система электроснабжения глубокого ввода на дипольных ТП с однофазными трансформаторами. Расстояние между подстанциями 25 – 70 км и консоли между смежным таким же диполем короткие. ТП одного диполя присоединяются к сети внешнего электроснабжения одинаково и каждая ТП резервирует вторую ТП. ТП выполняются в простейшем варианте: выпадение одной из ТП рассматривается как вынужденный, а не аварийный режим. Мощность ТП диполя снижается 2,5 – 3 раза, потери энергии в тяговой сети – в 2 раза, на половине МПЗ отсутствуют уравнительные токи, а на оставшихся снижаются в 1,4 – 1,45 раза. Разработан способ прокладки ЛЭП 110 кВ по опорам КС. Возможно увеличение расстояния между ТП до 70-80 км с сохранением простейших схем коммутации ТП.
Рекомендуемые материалы
2.4. Электроснабжение тяги поездов и других железнодорожных потребителей в местах стыкования энергосистем со значительной разницей тарифов на электроэнергию от энергосистемы с более дешёвой электроэнергией.
1. Применение одностороннего питания контактной сети в местах стыкования энергосистем со значительной разницей тарифов на электроэнергию.
Разработаны и внедрена схема одностороннего питания контактной сети на две межподстанционные зоны на дух участках ВСЖД.
На двухпутном участке Байкальск – Выдрино – Переёмная с системой электроснабжения 1х25 кВ длиной 77,2 км одностороннее питание контактной сети выполнено от подстанции Байкальск (Иркутскэнерго) до подстанции Переёмная (Бурятэнерго). Для обеспечения уровня напряжения на подстанции Выдрино (Бурятэнерго) тяга поездов отключена и включена продольная емкостная компенсация реактивной мощности (УПК). Годовое снижение стоимости за электроэнергию в год составило 10 млн. рублей. УПК имело величину емкостного сопротивления 8 Ом и повысила напряжения на подстанции Выдрино при 1000 А на 4,5 кВ (опытные измерения).
На однопутном участке Кунерма (Иркутскэнерго) – Дабан (Бурятэнерго) – Северобайкальск (Бурятэнерго) длиной 80 км с системой электроснабжения 2х25 кВ разработано двухстороннее питание контактной сети в межподстанционной зоне Кунерма – Дабан от однофазных тяговых трансформаторов со значительной разницей положений РПН трансформаторов и односторонне питание контактной сети на межподстанционной зоне Дабан – Северобайкальск. При этом положение РПН трансформаторов на подстанция Кунерма выше чем на подстанции Дабан. Это позволяет увеличить электропотребление подстанции Кунерма, питающей от Иркутскэнерго, и уменьшить электропотребление подстанции Дабан, питающей от Бурятэнерго, на данном участке по сравнению с нормальной схемой питания контактной сети. Годовое снижение стоимости за электроэнергию составило 4 млн. рублей.
2. Перевод электроснабжения крупных нетяговых и нетранспортных потребителей электроэнергии от подстанции с более дешёвой электроэнергией в местах стыкования энергосистем со значительной разницей тарифов на электроэнергию.
Перевод электроснабжения Байкальского тоннеля (длина тоннеля 7 км) от подстанции Кунерма (Иркутскэнерго) с более дешёвой электроэнергией вместо подстанции Дабан (Бурятэнерго) с более дорогой электроэнергией. Снижение стоимости за электроэнергию составило 0,5 млн. рублей.
Таким образом, в современных условиях со значительной разницей тарифов на электроэнергию на тягу поездов и нетяговых потребителей дороги в местах стыкования двух электроснабжающих организаций появилась возможность значительной экономии стоимости электроэнергии. Для этого на ВСЖД внедрены схемы электроснабжения тяги и нетяговых потребителей дороги от более дешёвой электроэнергии с использованием современных технических решений.
2.5.Компенсация реактивной мощности электрической тяги установками параллельной компенсации
1.Реактивная мощность в системе тягового электроснабжения при электрической тяге переменного тока.
Двухполупериодный выпрямитель ЭПС переменного тока является потребителем реактивной мощности значительной величины. Потребление РМ определяется процессом коммутации толка в вентилях, искажением кривой первичного тока, углом регулирования управляемых вентилей, намагничивающим током трансформатора.
Коммутация тока с одного вентиля на другой происходит в течении некоторого времени. Это время определяется углом коммутации, которое возрастает с увеличением индуктивного сопротивления сети до выпрямителя и сростом тяговой нагрузки.
Основная гармоника тока смещается от напряжения в сторону отставания. Сдвиг фаз основных гармоник напряжения U и тока I определяется углом j1, с ростом которого растёт потребление РМ Q = U I sinj1. Угловой сдвиг первой гармоники значительно возрастает при фазовом регулировании напряжения выпрямителя. При задержке открытия вентиля a кривая тока значительно смещается относительно напряжения j1 = a + g/2, где a - угол регулирования (отпирания), g - угол коммутации.
У выпрямителей кривая первичного тока имеет несинусоидальный характер. Это снижает коэффициент активной мощности Кам = Ки cosj, где Ки = I1/I – коэффициент искажения, I1 – ток первой гармоники, I – действующее значение тока.
Uэ
Ia
Iэ
 |
Iр
Рис. Векторная диаграмма напряжения и тока выпрямителя ЭПС
Потребление реактивной мощности в режиме тяги ЭПС составляет 70 -90 % от потреблённой активной мощности ( tgj = 0,75 – 0,9; j = 37 – 42 эл. гр.). j = 37 эл.гр. – режим тяги для диодных ЭПС и j = 42 гр.эл. – режим тяги для тири-сторных ЭПС. Следует считать, что для тиристорных ЭПС реактивное электро-потребление равно активному, то есть Q » P.
Потребление реактивной мощности ЭПС в режиме рекуперации составляет 130 – 170 % от генерируемой активной мощности (tgj = 1,3 – 1,7; j = 52,4 – 59,5 эл. гр.). Следует считать, для ЭПС в режиме рекуперации реактивное электропотребление в 1,5 раза больше, чем генерируемая активная мощностью.
При совместной работе в МПЗ ЭПС в режимах тяги и рекуперации приводит к значительному увеличению реактивного электропотребления. При Рр = Рт (оптимальный режим МПЗ) на тягу потребляется РМ Qт = 0,9 Рт, Qp = 1,73Pp и QS = (0,9 + 1,73)P = 2,63P. Соотношение K = 2,63Р/0,9Р = 3.
Следовательно, РМ увеличилась в режиме оптимальной рекуперации в три раза по сравнению с режимом тяги.
Для ФКС ТП, питающих станционные пути крупных станций и особенно с локомотивном депо, значительно увеличивается реактивное электропотребление. Коэффициент РМ таких ФКС tgj = 2 – 3. Это объясняется значительным количеством ЭПС на ХХ.
Потребление РМ приводит к следующим отрицательным явлениям:
1. 
К увеличению тока в сети.
Ö P2 + Q2
I = = (P/U) * Ö 1 + tg2j
U
В таблице приведены значения кратности нагрузок при передаче полезной активной мощности 1000 кВт при различной величине коэффициента активной мощности Кам = cosj:
| Р, кВт | j, эл. гр. | Кам = cosj | Крм = tgj | Q, кВар | S, кВА | К = S/P |
| 1000 | 0 | 1 | 0 | 0 | 1000 | 1 |
| 1000 | 36,9 | 0,8 | 0,75 | 776 | 1250 | 1,25 |
| 1000 | 53,13 | 0,6 | 1,33 | 1332 | 1667 | 1,67 |
| 1000 | 60 | 0,5 | 1,73 | 1732 | 2000 | 2 |
| 1000 | 66,4 | 0,4 | 2,29 | 2289 | 2500 | 2,5 |
| 1000 | 78,46 | 0,2 | 4,89 | 4872 | 5000 | 2 |
| 1000 | 84,26 | 0,1 | 9,9 | 9845 | 10000 | 10 |
2. Увеличение потерь активной мощности
P2 + Q2
DP = * R = (P2/U2)*R*(1+tg2j).
U2
Потери мощности от передачи активной нагрузки (tgj = 0) при U = 1,05Uн
DP1 = (Р2 * R) / (1, 05Uн)2 = 0,907(Р2 * R) / Uн2 .
Потери мощности от передачи нагрузки с tgj = 0,8 (j = 38,660 , соsj = 0,78 ) и при снижении напряжения до 0,95 Uн
DP2 = [Р2 (1+ tg2j) * R] / (0,95Uн)2 = 1,817 (Р2 * R) / Uн2.
Увеличение потерь составит 1,817/ 0,907 в 2 раза (на 100%). Потери от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 50%.
Потери мощности от передачи нагрузки с tgj = 1 (j = 450 , соsj = 0,707 ) и при снижении напряжения до 0,95 Uн
DP2 = 2,216 (Р2 * R) / Uн2
Увеличение потерь составит 2,216 / 0,907 = 2,44 раза. Потери от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 59%.
Потери мощности от передачи нагрузки с tgj = 1,5 (j = 56,30 , соsj = 0,555 ) и при снижении напряжения до 0,95 Uн
DP2 = 3,6 (Р2 * R) / Uн2
Увеличение потерь составит 3,6 / 0,907 = 3,97 раза. Потери от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 71,2%.
Вывод: потери активной мощности, обусловленные передачей РМ по СЭ от полных потерь составляют для tgj = 0,8 – 1,5 50 – 70 %.
Таблица. Потери активной мощности в сети при потреблении реактивной мощности
| tgj | j, гр. эл. | DPа, % | DPр, % | DP∑ , % | Напряжение | Примечание |
| 0 | 0 | 100 | 0 | 100 | 1,05Uн | Активная мощность постоянная величина |
| 0,8 | 38,7 | 50 | 50 | 100 | 0,95Uн | |
| 1 | 45 | 41 | 59 | 100 | 0,95Uн | |
| 1,5 | 56,3 | 29 | 71 | 100 | Обратите внимание на лекцию "Модификация систем управления социокультурной деятельностью". 0,95Uн |
DPа – активные потери мощности при передачи активной мощности;
DPр – активные потери мощности при передачи реактивной мощности;
DP∑ - суммарные потери при передачи полной мощности.
Вывод: Нагрузочные потери активной мощности при передаче реактивной мощности по СЭ от полных потерь для tgj = 0,8 - 1,5 составляют (50-75)%.
Увеличение потерь активной мощности требует дополнительных затрат энергоносителей на электростанциях, а в период наибольших нагрузок в ЭС, увеличения установленной мощности на электростанциях. Увеличение потерь мощности ухудшает технико-экономические показатели работы электрической тяги, увеличивается активное электропотребление на тягу поездов и её стоимость.
