ПЗ ВКР 2016 (1235162), страница 10

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 10)

Найдем расход энергии для правого плеча подстанции:

Найдем расход энергии для левого плеча подстанции:

Таким образом, в данном подразделе при обработке данных тяговых расчетов участка электрификации и расчётных размерах движения был произведён расчет суточных расходов электроэнергии, необходимых для определения требуемой мощности тяговых подстанций и сечения проводов контактной сети.

Таблица 8.9 – Расходы электрической энергии на тягу поездов по тяговым подстанциям

Расчетное значение коэффициента загрузки тяговой подстанции относительно среднего по участку:

, (8.1)

где W_рi – расход электрической энергии на тягу поездов по i-ой тяговой подстанции полученный в результате электрического расчета, кВт·ч; N – кол-во тяговых подстанций на рассматриваемом участке, шт.

Фактическое значение коэффициента загрузки тяговой подстанции относительно среднего по участку:

, (8.2)

где W_фi – фактический расход электрической энергии на тягу поездов по i-ой тяговой подстанции (по данным АСКУЭ), кВт·ч.

На рисунке 8.1 изображена гистограмма распределения расчетного и фактического коэффициентов по тяговым подстанциям, а на рисунке 8.2 – гистограмма отклонения фактических коэффициентов от их расчетных значений по тяговым подстанциям.

Потери электроэнергии в тяговой сети по электрическому расчету составили 18730,926 кВтч в абсолютных единицах и 2,77 % в относительных единицах от расхода электроэнергии на тягу поездов.

Таблица 8.10 – Результаты анализа нормализации распределения нагрузок между тяговыми подстанциями участка при действительных положениях РПН силовых трансформаторов

Рисунок 8.1 – Коэффициенты распределения электропотребления на тягу поездов по тяговым подстанциям участка Ч – Х при действительных положениях РПН силовых трансформаторов

Рисунок 8.2 – Расхождение фактического коэффициента электропотребления тяговых подстанций участка Ч – Х с расчётным коэффициентом при действительных положениях РПН силовых трансформаторов

По данным таблицы 8.10 можно сделать вывод, что величина ∆Ki на всех подстанциях не превышает 10 %.

Таким образом, фактическая нагрузка подстанции 1 больше расчетной, а подстанции 2 – меньше расчетной.

Возможные причины этого обусловлены профилем пути в местах расположения тяговых подстанций. Подстанции 1 и 2 расположены по обе стороны основания горного участка с затяжным подъемом и спуском. В таком случае значения нормализованных расходов электроэнергии по тяговым подстанциям могут не соответствовать фактическим расходам из-за различия в режимах ведения поездов по факту и в расчетах.

8.5 Снижение потерь электроэнергии в СТЭ за счет использования тяговых трансформаторов с магнитопроводом из аморфных сплавов

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций.

Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области развития, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, совершенствования методов и средств их эксплуатации и управления, повышения точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т. п.

Основные направления снижения электроэнергии:

• разработка и внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода;

• более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

• комплексная автоматизация и телемеханизация тяговых сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

• повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Посмотрим применение трансформаторов с аморфным магнитопроводом как одно из технических мероприятий для снижения потерь электроэнергии [34].

Как известно, аморфные сплавы - это материалы, имеющие случайную, некри­сталлическую структуру. Такая структура характерна, к примеру, для стекла. Потому первоначально аморфная сталь даже именовалась metglass - «металличе­ское стекло». В состав аморфного сплава входят переходные металлы (железо, кобальт и др.) и аморфообразующие элементы (бор, углерод, кремний и др.). Аморфная структура сплава получается только при очень высокой скорости охлаждения, достигающей сотен тысяч градусов в секунду.

Магнитопроводы из аморфных сплавов имеют значительно меньшие удельные магнитные потери по сравнению с аналогами из электротехнической стали, обладают высокой маг­нитной проницаемостью и индукцией насыщения на высоких частотах. Традиционные технологии, включая шихтовку магнитопровода методом step-lap, в свое время позволили снизить потери холостого хода (Р_хх) на 20-30 %.

Применение же аморфной стали дает возможность совершить настоящий техно­логический прорыв и снизить потери холостого хода еще на 75 %.

Несмотря на то, что аморфная сталь про­изводится уже несколько десятилетий, в том числе в нашей стране, выпуск силовых транс­форматоров с применением этого материала долгое время сдерживался рядом экономических и технологических факторов - дороговизной аморфной стали и недостаточной для силовых трансформаторов шириной аморфной ленты российских производителей.

В связи с этим до не­давнего времени в нашей стране аморфная лента находила применение лишь в измерительных трансформаторах, для которых ширина до 80 мм является достаточной.

Развитие технологий по­зволило зарубежным производителям освоить выпуск ленты шириной до 220 мм, благодаря чему стало возможно использование этого материала и в распределительных трансформаторах.

Трансформаторы с сердечником из аморфной стали изготавливаются в Индии - 15 лет, в Китае - около 10 лет.

На ранних этапах такие трансформаторы явля­лись весьма дорогостоящим оборудованием из-за высокой стоимости аморфной стали - порядка 50 US$ за килограмм.

В настоящее время разработчики Научно–исследовательского института электрических машин Государственной Академии Наук КНДР реализуют производить аморфную сталь уже по цене порядка 0,5 US$ за килограмм, что делает применение этого материала в силовых транс­форматорах экономически оправданным, разработали разные масляные силовые трансформаторы уже в 2016 году.

По данным института новый трансформатор дает возможность снизить потери холостого хода (∆Р_хх) на 42 %, в перспективе – на 75 %.

Общие потери на трансформаторе рассчитывается по формуле

где n – число трансформаторов, параллельно включенных; ∆PХХ – потери холостого хода, кВт; ∆PКЗ – потери короткого замыкания, кВт; Sном – номинальная мощность тягового трансформатора, кВА; Sнагр – нагрузка тягового трансформатора, кВА.

При полной нагрузке в трансформаторе с обычным магнитопроводом из электротехнической стали:

В трансформаторе с магнитопроводом из аморфных сплавов:

В перспективе потери электроэнергии составляются:

Таким образом, аморфные трансформаторы дают возможность сберечь значительную долю электроэнергии (в одном тяговом трансформаторе сберегается 17,64 кВт, в перспективе 31,5 кВт).

Увеличение стоимости силовых трансформаторов на 10-15 % окупается в течение 2-3 лет в зависимости от региональных тарифов на электроэнергию.

9 Разработка мероприятий по безопасности жизнедеятельности при работе

на контактной сети

К опасным местам на контактной сети следует относить: врезные и секционные изоляторы, отделяющие часто отключаемые и заземляемые пути погрузки-выгрузки, осмотра крышевого оборудования; места сближения на расстояние менее 0,8 м консолей или фиксаторов различных секций перегонов и станций; опоры с анкерными отходами контактной подвески различных секций и заземленные анкерные отходы, расстояние от места работы на которых до токоведущих частей менее 0,8 м; опоры, где расположены 2 и более разъединителей, разрядников; прошивающие контактную подвеску и проходящие над ней на расстоянии менее 0,8 м шлейфы разъединителей и разрядников с другими потенциалами; места прохода питающих фидеров, отсасывающих и других проводов по тросам гибких поперечин; места расположения отпугивающей птиц защиты; опоры с роговым разрядником, на которых смонтирована подвеска одного из путей, а шлейф разрядника подключен к другому пути.

9.1 Требования безопасности при проведении работ на контактной сети

Характеристики

Список файлов ВКР