Исследование системы электроснабжения с экранирующим и усиливающим проводами (стр. 4 из 6)
N, NH- средне суточное число поездов в четном, нечетном направлении соответственно, N = 24, NH= 23;
WT - 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, WTможно определить по формуле:
(2.17)где W,Wн – 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 Iп = 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 = tн = l / Vуч. = 89,5 / 68 = 1,31 ч. (Vуч = 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/rэуп , 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,Wi – 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 = Wт (Wт - 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.
Приоплате по двухставочному тарифу необходимо следить за максимальной мощностью в часы наибольшей нагрузки энергосистемы и по ней определять заявленную мощность Рз. Максимальные значения заявленной мощности и коэффициента максимума Км, выше которых оплата по одноставочному тарифу меньше, чем по двухставочному, рассчитывается по формулам:
(3.6) 
(3.7)где Со - одноставочный тариф за активную электрическую энергию, грн./кВт*ч;
С - плата за один киловатт заявленной мощности, грн. / кВт;
Сd - оплата за активную энергию при двухставочном тарифе,
грн./кВт*ч,
Т - интервал времени, для которого рассчитывается Рз, ч;
W- расход энергии за время Т, кВт*ч.
Таким образом, величины Км и Рз зависят от значений тарифных ставок.
Плата за электроэнергию при дифференцированном тарифе буцет определятся выражением
, (3.8)где Тn ,Тnn, Тн - тарифные ставки в пиковом, полупиковом и ночном периодах нагрузки, грн. / кВт *ч;
Wn ,Wnn, Wh- потребление энергии в пиковый, полупиковый и
ночной периоды нагрузки, кВт*ч.
Тариф Тн рассчитывается по затратам энергии на топливо, Tnn -принимается равным среднему по энергосистеме Тср., который расчитывается по общим затратам энергосистемы и электропотреблению за предыдущий период, а Тn определяется вычислением и зависит как от ставок Tnn , Тcр, Тн, так и от соотношений электропотребления по времени суток βн, βnn, βn .
Тариф Тn может в несколько раз превышать тариф Тн . 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)Тn= 4Тн, Тcр. = 2Tн; 2) Тn = 3 Тн, Тср. = 2Тн. В обоих случаях βн = βnn .
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. βn1 (для первого случая). При уменьшении Тn от 4Тн до ЗТн ширина этой области увеличивается до βn2 (второй случай).
Если доля электропотребления в пиковой зоне βn в реальных условиях превысит указанные (расчетные) границы βn1 и βn2 , 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$