Расчет потерь электроэнергии в тяговой сети на участке Тернополь - Красне

2.4 Расчет потерь электроэнергии в тяговой сети на участке Тернополь - Красне

Выполним расчет потерь энергии в тяговой сети для участка Тернополь - Красне для двух вариантов: тяговая сеть с применением ЭУП и тяговая сеть без применения ЭУП

Как упоминалось выше участок Тернополь - Красне является двухпутным участком с узловой схемой питания. Поэтому расчет потерь энергии для данного участка можно выполнить по следующей формуле:

D, (2.16)

где Т – расчетный период, Т =24 часа;

U_ном – номинальное напряжение на токоприемнике поезда,

 U_ном = 25 кВ;

t,t_H - время движения поезда по межподстанционной зоне в четном, нечетном направлении соответственно, ч;

J- минимальный межпоезоной интервал, J = 8/60 = 0,133ч;

N, N_H - средне суточное число поездов в четном, нечетном направлении соответственно, N = 24, N_H= 23;

W_T - потери электроэнергии на движение поезда по межподстанционной зоне за период Т, кВт *ч.

При однотипных поездах, а это действительно так поскольку на участке в основном находятся пассажирские поезда, W_T можно определить по формуле:

(2.17)

где W,W_н – потери электроэнергии на движение поезда в четном, нечетном направлении соответственно, кВт * ч

Потери электроэнергии на движение поезда в четном и нечетном направлении примем равными, поскольку тип подвески в четном и нечетном направлении одинаков, а ток поезда будем изменять в пределах I_п = 80-210 А с шагом 10А Таким образом

, (2.18)

где r - активное сопротивление тяговой сети , Ом / км

г == 0.149 Ом I км - активное сопротивление тяговой сети без ЭУП, а r = 0.086 См / км — активное сопротивление тяговой сети с ЭУП в соответствии с [ ] и [ ];

l - длина межподстанционной зоны, l = 89,5 км.

Также примем что t = t_н = l / V_уч. = 89,5 / 68 = 1,31 ч. (V_уч = 68 км/ч – участковая скорость поезда).

Подставив данные в формулы (2.16) - (2.18) получим потери энергии за месяц на заданном участке. Для определения значений потерь энергии была использована программа tan.exe, текст которой приведен в приложении 1, а результаты ниже.

По полученным результат построим график, отражающий зависимость потерь энергии от величины тока, потребляемой поездом для тяговой сети с и без ЭУП

Степень снижения потерь энергии при использовании тяговой сети с ЭУП характеризуется коэффициентом

К = r/r_эуп , К = 0,149/0,086 = 1,73.

Таким образом использование системы тягового электроснабжения с ЭУП позволяет обеспечить снижение потерь активной энергии до 1,73 раз.

3. ОПЛАТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫМ И ОДНОСТАВОЧНЫМ ТАРИФАМ.

Существующая ныне система учета и контроля расхода электрической энергии на железнодорожном транспорте основана на сложившейся в предыдущие годы системе, рассчитанной на низкую цену одного киловатт-часа.

При резком повышении тарифов на электроэнергию выявились условия, которые не позволяют с достаточной точностью и эффективностью вести денежные расчеты с энергосистемами и железнодорожными потребителями. К ним относятся:

- низкий класс точности счетчиков;

-          высокий уровень коммерческих потерь;

-          отсутствие автоматизированных систем учета электрической энергии.

Увеличение числа нетяговых потребителей, подключенных за 30-40 лет работы подстанций к их распредустройствам 10-35 кВ, изменило порядок расчетов за электрическую энергию на тягу поездов. Сейчас она вычисляется по разности сумм показаний счетчиков на вводах подстанций и показаний счетчиков нетяговых потребителей. При этом все неточности расчета относятся на тягу поездов.

При расчетах погрешностей энергии, учитываемой несколькими счетчиками на фидерах подстанции, используется известное выражение для дисперсий

,  (3.1.)

где  - дисперсия суммарных расходов энергии по фидеру с номером i,

W_i – расход энергии по фидеру с номером i,

 n - число фидеров.

Относительная погрешность равна

, (3.2)

Погрешности, вычисленные по этим формулам для W в реальных условиях, не превышают ± 2 % при классе точности счетчиков 2.

Погрешность вычислений энергии, расходуемой на тягу поездов, определяется по разности показаний по формуле

, (3.3)

где W - энергия вычисленная по счетчикам вводов подстанций;

- сумма энергий для n нетяговых фидеров с номерами 1 ,2,.....i.....n;

- дисперсия разности, полученная по счетчикам вводов и счетчикам отходящих фидеров.

Дисперсия

, (3.4)

Среднеквадратическое отклонение, вычисленное для существующих схем учета энергии, не должно превышать ± 4 % от W при классе точности счетчиков 2:

 , (3.5)

Погрешность Y может изменяться в больших пределах - от 1-2 %,

когда стремится к нулю и W = W_т (W_т - энергия тяги, равная энергии, учитываемой на вводах подстанции).

Когда , то Y стремится к бесконечности, однако в реальных условиях она не превышает 10% от .

Из-за механических причин индукционные счетчики во многих случаях недоучитывают энергию, поэтому при вычислениях «по разности показаний» значения энергии, расходуемой на тягу поездов, получаются завышенными.

В тоже время энергосистемы предъявляют повышенные требования к потребителям электрической энергии: устанавливаются пределы электропотребления активной и реактивной энергий, максимальные значения мощности в часы наибольшей загрузки энергосистемы, вводятся штрафные тарифы за нарушение накладываемых ограничений, устанавливаются пределы генерирования реактивной энергии.

Во всех этих случаях необходимо повышение точности учета электрической энергии. Многие требования, закладываемые в договоры на оплату электрической энергии, невозможно выполнить без внедрения системы автоматического контроля и учета электрической энергии. Автоматизация особенно нужна в случае оплаты по двухставочному или дифференцированному тарифу.

При оплате по двухставочному тарифу необходимо следить за максимальной мощностью в часы наибольшей нагрузки энергосистемы и по ней определять заявленную мощность Р_з. Максимальные значения заявленной мощности и коэффициента максимума К_м, выше которых оплата по одноставочному тарифу меньше, чем по двухставочному, рассчитывается по формулам:

(3.6)

(3.7)

где С_о - одноставочный тариф за активную электрическую энергию, грн./кВт*ч;

С - плата за один киловатт заявленной мощности, грн. / кВт;

С_d - оплата за активную энергию при двухставочном тарифе,

грн./кВт*ч,

Т - интервал времени, для которого рассчитывается Р_з, ч;

W- расход энергии за время Т, кВт*ч.

Таким образом, величины К_м и Р_з зависят от значений тарифных ставок.

Плата за электроэнергию при дифференцированном тарифе буцет определятся выражением

 , (3.8)

где Т_n ,Т_nn, Т_н - тарифные ставки в пиковом, полупиковом и ночном периодах нагрузки, грн. / кВт *ч;

W_n ,W_nn, W_h - потребление энергии в пиковый, полупиковый и

ночной периоды нагрузки, кВт*ч.

Тариф Т_н рассчитывается по затратам энергии на топливо, T_nn -принимается равным среднему по энергосистеме Т_ср., который расчитывается по общим затратам энергосистемы и электропотреблению за предыдущий период, а Т_n определяется вычислением и зависит как от ставок T_nn , Т_cр, Т_н, так и от соотношений электропотребления по времени суток β_н, β_nn, β_n .

Тариф Т_n может в несколько раз превышать тариф Т_н . В этом случае при измерении электропотребления по зонам суток осредненная дифференцированная тарифная ставка будет значительно изменяться. Изменение тарифной ставки удобно проследить по рис. 3.1., где рассмотрены два случая: 1)Т_n = 4Т_н, Т_cр. = 2T_н; 2) Т_n = 3 Т_н, Т_ср. = 2Т_н. В обоих случаях β_н  = β_nn .

О 10 , 20 30 40 50 60 70 80 90 100

рис. 3.1.

 

Из рис. 3.1. видно, что потребитель электроэнергии должен регулировать электропотребление по времени суток, чтобы доля электропотребления в пиковой зоне не выходила за границы области, обозначенной на рис.3.1. β_n1 (для первого случая). При уменьшении Т_n от 4Т_н до ЗТ_н ширина этой области увеличивается до β_n2 (второй случай).

Если доля электропотребления в пиковой зоне β_n в реальных условиях превысит указанные (расчетные) границы β_n1 и β_n2 , то плата за электроэнергию возрастет. Увеличение усредненного дифференцированного тарифа по сравнению со средним одноставочным железнодорожным тарифом в этом случае будет тем выше, чем выше кратность тарифа для пиковой зоны.

Оптовая продажа энергии не исключает дифференцированной оплаты за электроэнергию по времени суток и использования двухставочных тарифов при взаиморасчетах с мощными потребителями. Приведем величину тарифных ставок:

зимние

пиковые -8⁰⁰ –10⁰⁰ , 17⁰⁰ – 20⁰⁰  - 0,008 $

полупиковый  -6⁰⁰ - 8⁰⁰ , 10⁰⁰ – 17⁰⁰, 20⁰⁰ - 23⁰⁰ - 0,041$

ночной -23 ⁰⁰ - б⁰⁰ -0,009$

летние

пиковые - 8⁰⁰ – 11⁰⁰, 20⁰⁰ – 22⁰⁰ - 0,08$

полупиковый - 6⁰⁰ – 8⁰⁰, 11⁰⁰ – 20⁰⁰, 22⁰⁰ – 23⁰⁰ - 0,041$

ночной - 23⁰⁰ – 6⁰⁰ - 0,009$

Анализ электропотребления показывает; что поиск энергосберегающих технологий перевозочного процесса на электрифицированных линиях и снижение потерь энергии необходимо проводить не только в направлении совершенствования электротяговых систем и режимов их работы, но и за счет формирования упорядоченного графика движения поездов, оперативного анализа и выравнивания электропотребления автоматическими системами управления, разумного использования тарифов при оплате за электроэнергию.

Анализ данных табл.3.1. показывает, что применение дифференцированных тарифов при расчете за электроэнергию для железных дорог без корректировки графика движения поездов невыгоден. Все же имеются варианты, когда более выгоден расчет по дифференцированным тарифам.

Так при измерении суточного электропотребления в течение отчетного периода (месяца) было зафиксировано несколько вариантов, когда оплата за потребленную электроэнергию по дифференцированным тарифам была более выгодна, чем оплата по существующим тарифам. Таким образом переход на дифференцированные тарифы будет выгоден для железных дорог только в случае пересмотра графика движения поездов.

Можно также показать, что в периоды малых нагрузок (грузопоток падает, а районная нагрузка в пределах средних значений), электропотребление железных дорог более равномерно, и это дает право на продолжение использования одноставочных тарифов.

В табл.3.1. и 3.2. приведены данные, полученные для тяговых подстанций Одесской железной дороги ( Знаменка, Шевченко, Фундуклеевка и Плетеный Ташлык др.)

 

Оценка эффективности применения дифференцированных тарифов

Таблица 3.1.

Дата (число, месяц )	Время	Расход эл. энергии , квт.ч			Стоимость эл. энергии , $				Стоимость эл. энергии при односта-вочном тарифе, $
		в тариф зоне А	в тариф зоне В	в тариф зоне С	в тариф. зоне А	в тариф. зоне В	в тариф. зоне С	суммар- ная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.03.96	1610	60647,5	93142,5	49953,75	4652,51	3632,56	399,63	8684,89	7704,26
2.03.	1547	45127,5	91533,75	57007,5	3519,95	3569,82	456,06	7545,83	7359,41
3.03	1600	53955	84892,5	45540	4208,49	3310,81	364,32	7883,62	7006,73
4.03.	1513	43683,75	78622,5	41538,75	3407,33	1608,75	332,31	5348,39	4805,96
5.03.	1423	63566,25	107951	66123,75	4958,17	4210,1	528,99	9697,26	9030,34
6.03.	1513	48970	77302,5	35681,25	3841,7	3014,8	285,45	7141,95	6164,98
7.03.	1423	40177,5	84191,25	39517,5	3133,85	3283,46	316,14	6733,45	6227,68
8.03	1500	41497,5	82541,25	45086,25	3236,81	3219,11	360,69	6816,61	6426,75
9.03.	1500	44921,25	123956	37372,5	3503,86	4834,29	298,98	8637,13	7837,5
10.03.	1500	58121,25	52305	41250	4533,46	2039,9	330	6903,36	5763,7
11.03.	1527	71403,75	52016,25	70702,5	5569,49	6444,65	565,62	12579,7	7376,66
12.03	1500	41415	84067,5	44962,5	3230,37	3278,63	359,7	6868,7	6476,91
13.03	1520	51521,25	69341,25	38692,5	4018,66	2704,31	309,54	7032,51	6063,09
14.03	1б00	45746,25	84315	39352,5	3568,21	3288,29	314,82	7171,32	6437,72
15.03	1500	35392,5	61875	51810	2760,62	2413,13	414,48	5588,23	5664,95
16.03	1500	41250	96195	61875	3217,5	3751,16	495	7463,66	7574,16
17.03	1500	43188,75	107621,2	39352,5	3368,72	4197,21	314,82	7880,77	7226,18
18.03	1543	48221,25	97267,5	42693,75	3761,26	3793,43	341,55	7896,24	7150,94
19.03	1600	60802,5	88770	47808,75	4742,59	3462,03	382,47	8587,09	7500,49
20.03	1550	34815	91080	52470	2715,57	3552,12	419,76	6687,45	6777,87
21.03	1540	65546,25	53171,25	56718,75	5112,61	2073,68	453,75	7640,04	6666,58
22.03	1557	62411,25	120120	44220	4868,07	4684,68	353,76	9906,51	8616,55
23.03	1500	59688,75	79076,25	53336,25	4655,72	3083,97	426,69	8166,38	7299,85
24.03	1453	58080	107992,5	50696,25	4530,24	4211,71	405,57	9147,52	8237,21
25.03	1517	35475	85758,75	54532,5	2767,1	3344,59	436,26	6547,95	6679,12
26.03	1600	49500	124987,5	56512,5	3861,0	4874,51	452,1	9187,61	8778
27.03	1600	49500	103125	61875	3861,0	4021,88	495	8377,88	8151
28.03	1500	63813,75	39311,25	33206,25	4977,47	1533,14	265,65	6776,26	5180,59
29.03	1540	56223,75	102217,5	49747,5	4385,45	3986,48	397,98	8769,91	7911,17
30.03	1540	87656,25	86996,25	27472,5	6837,19	3392,85	219,78	10449,8	7680,75
31,03	1б20	68970	74085,0	63195	5379,66	2889,32	505,56	8774,5	7837,5

Сравнительный расчет стоимости потребляемой электроэнергии на 6 тяговых подстанциях Одесской железной дороги на основании экспериментальной эксплуатации электронных счётчиков "Альфа".

Таблица 3.2.
Обобщенные		данные за период 25.01- 30.06.96 года
Расход электроэнергии на тягу поездов тыс. Вт час			Стоимость электроэнергии на тягу поездов, $
По счетчикам Инпукц. "Альфа"	Сравнение + -		По счетчикам Ицдукц. "Альфа"	Сравнение + - %

1.   Существующий тариф ( $ 0.038 за 1 кВт час круглосуточно)

99251

97036

-2215

3771542 3687368 - 84174 -2.2

2. Дифференцированный за период времени тариф

2.1. Пиковый ($0.078 за 1 кВт час)

24323.9 1897264

2.2. Полупиковый ($0.039 за 1 кВт час)

46447.5 181453

23. Ночной  ( $ 0,08 за 1кВт час)

26264.6 210117

ВСЕГО 97036

37711542 3918834 +147292 +3.9

Дополнительная оплата при расчётах по дифференцированным тарифам в сравнении с оплатой по действующим тарифам и учётом индукционными счётчиками составляет

$(3918834-37771542)= +147292,или 3.9%

При сравнении оплаты по дифференцированным и существующим тарифам по счётчикам "Альфа" разница Увеличивается:

$(3918834-3687368)= + 231466, или +6.3%

Проанализируем суточное потребление электроэнергии тяговой подстанцией Тернополь. В среднем электропотребление за сутки для тяговой подстанции составляет 2790 кВт*ч.

График электропотребления в различных тарифных зонах (ночной, пиковой, полупиковой для зимнего периода) за сутки приведен на рис.3.2.

Среднее потребление электрической энергии за сутки

Если подсчитать стоимость электрической энергии при оплате по дифференцированным тарифам при существующем графике движения поездов по формуле (3.8.), то получим

П_диф= 900^*0,08 + 1350 * 0,041+540* 0,009 ⁼ 132$.

Стоимость потребленной электрической энергии при оплате по дифференцированным тарифам

Подсчитав стоимость потребленной энергии с использованием одноставочного тарифа (1 кВт*ч стоит 0.04 $ ), получим : П_{одностав.} = 2790* 0,04 ⁼ 111,6 $

Это подтверждает вывод о том, что использование дифференцированных тарифов выгодно лишь в случае пересмотра графика движения поездов, а следовательно и графика электропотребления.

Проанализируем график движения поездов на участке Тернополь-Красне. В основном по участку следуют пассажирские поезда . В сумме в четном и нечетном направление за сутки по участку проходит 47 пассажирских поездов и 6 электричек, итого 53 поезда. Грузовых поездов практически нет поэтому их учитывать не будем (к тому же в случае необходимости пропуска по участку грузовых поездов их можно безболезненно пустить в ночное время, когда стоимость за 1 кВт ч минимальная).

Как уже указывалось, с 8⁰⁰ - 10⁰⁰, 17 ⁰⁰ - 20 ⁰⁰ действуют пиковые тарифы. Указанное время - это время, когда люди едут на работу и с работы (его желательно использовать для движения пригородного транспорта). С б⁰⁰- 8 ⁰⁰, 10 ⁰⁰ - 17⁰⁰, 20⁰⁰-23⁰⁰ действуют полупиковые тарифы, а с -23⁰⁰- б⁰⁰ – ночные. Таким образом, является целесообразным использование в большей степени времени действия полупикового и ночного тарифов.

Так, если обеспечить электропотребление так как это показано на рис.3.2. (чтобы в течение суток в пиковый период потреблялось 350 кВт ч энергии, в полупиковый 1600 кВт ч, а в ночной - 840 кВт ч) мы получим экономию при оплате за электрическую энергию в размере 11,6$ по сравнению с оплатой по одноставочным тарифам (оплата за электрическую энергию при предложенном варианте составит 100$ за сутки).

Подытожив все сказанное, приходим к выводу, что использование дифференцированных тарифов является выгодным лишь в случае пересмотра графика электропотребления. В противном случае для экономии денежных средств дистанциям электроснабжения надо искать другие варианты.

В целом уменьшение платы за электрическую энергию может быть достигнуто правильным заключением хозяйственным договоров на оплату электрической энергии во всех его разделах. Для этого необходимо:

·           проанализировать электропотребление в течение года и оценить тарифы на оплату электрической энергии;

·           по результатам расчетов и измерений определить ограничения мощности и энергии;

·            проанализировать потребление реактивной энергии и плату за нее, возможности подключения компенсирующих устройств;

·           Оценить качество электрической энергии и возможный ущерб от некачественного электроснабжения;

·      сделать технико-экономическое обоснование применения новых средств учета энергии и методик взаиморасчетов;

·           подготовить инженерные кадры, владеющие вопросами учета, отчетности и платы за электрическую энергию;

·           выявить способы поощрения сотрудников за экономию денежных средств при оплате электрической энергии.