Крюков А.В. Энергосбережение: Технологии, Приборы, Оборудование (Сборник научных трудов Иркутск)

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 4

Значения компонент вектора

∆

, отнесенных к генераторным,

нагрузочным и транзитным по активной мощности узлам при

разделении потерь с использованием матрицы узловых проводимостей, МВт

Генераторные узлы

1 3 101 201 203

∆

400.4149

-399.7939 -1419.601 -1279.981 -1279.917

400 400 1419.965 1280 1280 сумма

pg'

∆

-0.20745 0.1031 0.182 0.0095 0.0415 0.1286

Нагрузочные узлы

4 6 100 202

∆

1004.558 1093.303 2115.463 615.1328

-1000 -1100 -2000 -500 сумма

pl'

∆

2.279 -3.3485 57.7315 57.5664 114.2284

Транзитные узлы

2 5 7 8 200

∆

26.53336 8.1972 0 42.3028 53.1138 сумма

pt'

∆

13.266 4.0986 0 21.1514 26.5569 65.0735

В табл. 5 приведены значения составляющих потерь, полученных на

основе матрицы узловых сопротивлений (метод 3b).

Главной особенностью этого метода является существенное

превышение доли потерь, за которые ответственны генераторы, и доли за

потери, которая должна быть компенсирована нагрузочным узлам, по

сравнению с суммарными потерями. Это свойство алгоритма [2] может

быть учтено, например, отнесением ответственности за потери либо в

генераторные узлы, либо в нагрузочные и транзитные, либо и в те и другие

с разнесением суммарных потерь в соответствии с полученными

коэффициентами распределения, как это делается в маргинальном методе.

Для разнесения потерь на основе метода адресности (метод 4)

использовались данные о потокораспределении, приведенные в табл.1, и

выражение (20), позволившее определить потери, приходящиеся на

генераторные и нагрузочные узлы. Эти потери записаны в табл. 6, из

которой видно, что максимальные потери отнесены к 203-му

генераторному узлу и 100-му нагрузочному узлу.

Результаты работы проанализированных методов разделения потерь

записаны в табл. 7 и изображены для наглядности на рис. 2.

Общим для первого и четвертого методов является отсутствие

отрицательных составляющих при вычислении полных потерь, в

соответствии с чем и нагрузки, и генераторы несут ответственность за

потери. В данной реализации для тестовой схемы этим же свойством

обладает и метод 2b, но в общем случае в нем появятся отрицательные

компоненты потерь. Основным совпадением для всех методов, кроме

метода 3а, рассмотренного как альтернативный, является отнесение

существенной доли ответственности за потери в генераторные узлы 201 и

203.

Таблица 5

Значения элементов вектора

∆

, отнесенных к генераторным,

нагрузочным и транзитным узлам с использованием

для разделения потерь матрицы узловых сопротивлений

Генераторные узлы

1 3 101 201 203 сумма.

∆

81.09909 107.2012 332.1215 460.8126 208.1643 1189.399

Нагрузочные узлы

4 6 100 202 сумма

∆

-219.639 -228.685 -417.052 -126.293 -999.669

Транзитные узлы

2 5 7 8 200 сумма

∆

6.553592 10.35594 31.40729 -77.8921 11.81046 -17.7648

Таблица 6

Разделение потерь активной мощности

на основе коэффициентов адресности, МВт

Генераторные узлы Нагрузочные узлы Суммарные потери в

генераторн

ых узлах

4 6 100 202

1 0 0 0 0 0

3 0 0 0 0 0

101 0.3397 0.4089 0. 0 0.7485

201 4.2167 29.51 5.2475 0 38.9742

203 2.007 3.708 44.545 0 50.26

Суммарные потери в

нагрузочных узлах

6.5634 33.6269 49.7925 0 179.9655

Таблица 7

Составляющие полных потерь мощности, определенные с помощью

различных методов разделения потерь

Номер узла Номер метода разделения потерь

2 3

4а b а b

1 7.53 -0.1596 0.7559 -0.2075 81,0991 0

3 7.53 -0.5907 0.5569 0.10305 107,2012 0

101 26.73084 0 0 0.182 332,1215 0.7485

201 24.096 110.8637 78.6301 0.0095 460,8126 38.9742

203 24.096 112.3144 80.01623 0.0415 208,1643 50.26

∆

89.9828 222.4278 159.9591 0.1286 1189.399 89.9828

Номер узла Номер метода разделения потерь

2 3

4а b а b

4 19.561 1.595091 1.5029 2.279 -219.639 6.5634

6 21.5171 -0.66734 3.2577 -3.3485 -228.685 33.6269

продолж. табл. 7

Номер узла Номер метода разделения потерь

2 3

4а b а b

100 39.122 0.270418 3.6688 57.7315 -417.052 49.7925

202 9.7805 -43.6608 11.5754 57.5664 -126.293 0

∆

89.9806 -42.4626 20.0047 0 -999.669 89.9828

2 13.266 6.5534

5 4.0986 10.3559

7 0 31.4074

8 21.1514 -77.8921

200 26.5569 11.8105

∆

65.0735 -17.7648

-60

-40

-20

100

120

140

1 3 101 201 203 4 6 100 202 2 5 7 8 200

Рис. 2. Потери, приходящиеся на нагрузочные, генераторные и транзитные

узлы в различных методах разделения потерь

(для метода 3b потери уменьшены в 10 раз)

Метод 3а предполагает максимальную ответственность за

нагрузочными узлами 100-й и 202-й, в то время как в методе 3b за потери

ответственны генераторные узлы. Как уже отмечалось, в методе 3b

согласно коэффициентам распределения потерь, суммарные потери, за

которые ответственны генераторы и потери, которые должны быть

компенсированы нагрузочным узлам, существенно превышают истинные

потери, что требует введения в алгоритм правил коррекции

коэффициентов разделения потерь.

Выводы

1. Пропорциональный метод игнорирует сеть и несправедливо

распределяет ответственность за потери между генераторами, далекими от

центра нагрузок и генераторами, расположенными в центре нагрузок.

2. Общим для пропорционального метода и для метода адресности

является отсутствие отрицательных составляющих при вычислении

полных потерь, в соответствии с чем и нагрузки, и генераторы несут

ответственность за потери.

3. Маргинальный метод не учитывает базисный узел, в нем велик

дисбаланс между потерями, отнесенными к генераторным и нагрузочным

узлам.

4. В методах матрицы узловых проводимостей и матрицы узловых

сопротивлений суммарные потери, за которые ответственны генераторы и

потери, которые должны быть компенсированы нагрузочным узлам,

существенно превышают истинные потери, что требует введения правил

коррекции коэффициентов разделения потерь.

5. Метод адресности лишен всех недостатков других методов, но и он

при распределении ответственности за потери не относит потери в узлы,

где имеются реактивные нагрузки.

Библиографический список

1. Galiano F.D. Incremental Transmission Loss Allocation Under Pool Dispatch [Text]

/ F.D. Galiano, A.J. Conejo, I. Kockar // IEEE Trans. Power System. – vol. 17. – no. 1. –

2002. – P. 26–32.

2. Conejo A.J. Transmission Loss Allocation: A Comparison of Different Practical Al-

gorithms [Text] / A.J. Conejo, J.M. Arroyo //IEEE Trans. Power System. – vol. 17/ – no. 3.

– 2002. – P. 571–576.

3. Conejo A.J. Z-Bus Loss Allocation [Text] / A.J. Conejo, F.D Galiana, I/ Kock-

ar //IEEE Trans. Power System . – vol. 16. – no. 1. – 2001. – P. 105–110.

4. Гамм А.З. Адресность передачи активных и реактивных мощностей в

электроэнергетической системе [Текст] / А.З. Гамм, И.И. Голуб //Электричество. – №

3. – 2003. – С. 9–16.

5. Войтов О.Н. ПВК исследования режимов ЭЭС СДО-6 [Текст] / О.Н. Войтов //

Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях. –

Новосибирск : Сибирская изд. фирма РАН. – 1995. – С. 293–295.

УДК 621.331

Н.И. Молин, М.Л. Дмитриева, В.С. Щербаков

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

РЕКУПЕРАТИВНОГО ТОРМОЖЕНИЯ НА УЧАСТКЕ

ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ГОРНЫМ ПРОФИЛЕМ

Введение. Рекуперативное торможение электроподвижного состава

является эффективным средством экономии электрической энергии (ЭЭ)

на железных дорогах. Однако в настоящее время по сети дорог экономия

ЭЭ составляет всего 3 %. Низкий процент рекуперации определяется в

основном техническими факторами:

•на постоянном токе все электровозы оснащены рекуперативным

тормозом, но существует проблема приёма электроэнергии тяговой сетью;

•на переменном токе препятствий к приему энергии рекуперации нет,

однако рекуперативным тормозом оборудована только небольшая часть

грузовых электровозов – ВЛ80

и ВЛ85;

•отсутствует рекуперативный тормоз на мотор-вагонном подвижном

составе переменного тока.

На переменном токе существует положительный опыт применения

рекуперации электровозами ВЛ80

и ВЛ85 на горных участках

Красноярской, Восточно-Сибирской и Дальневосточной железных дорог,

на которых величина рекуперируемой энергии достигает 15...20 % .

К положительным эффектам рекуперативного торможения можно

отнести следующее:

•экономия электроэнергии на движение поездов;

•снижение износа тормозных колодок поезда;

• повышение безопасности движения поездов из-за появления

дополнительного электрического тормоза и стабилизации скорости

движения под уклон.

Рекуперативное торможение приводит и к отрицательным эффектам:

• увеличение износа рельсов из-за сосредоточения тормозных усилий

на локомотиве;

• повышенное реактивное электропотребление, которое может

потребовать прямой оплаты и приводит к дополнительным активным

потерям в системе тягового электроснабжения;

• значительное повышение уровня высших гармоник;

• необходимость дополнительных затрат на фильтрокомпенсирующие

устройства.

Одним из главных приоритетов ОАО «РЖД» является повышение

эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и

создание условий перевода железных дорог России на энергосберегающий

путь развития. Рекуперация электрической энергии является одним из

главных направлений в энергосбережении на железных дорогах России.

По экспертным оценкам, потенциал энергосбережения от рекуперации по

сети дорог может составить 10…12 %. Поэтому оценка влияния

рекуперации электроэнергии на режимы работы систем тягового

электроснабжения является актуальной проблемой.

Влияние рекуперации на режимы работы системы тягового

электроснабжения переменного тока рассматриваются на участке горного

профиля с интенсивной рекуперацией Рассоха–Слюдянка Восточно-

Сибирской железной дороги.

Наиболее важным из представленной в табл. 1 и 2 информации

является то, что за счет рекуперации достигается существенная экономия

электроэнергии. Для локомотивного депо Зима доля электроэнергии

рекуперации в общем электропотреблении составляет 10...11 %, для

локомотивного депо Слюдянка – 11...14 %, для депо Иркутск-

Сортировочный – 15...17 %. На ряде подстанций имеет место

незначительная передача электроэнергии нетяговым железнодорожным и

нетранспортным районным потребителям (экспорт).

Таблица 1

Эффективность рекуперативного торможения за 2004 г. и первый квартал 2005 г.

Локомотивно

е депо

2004 г. 2005 г.

Общий

возврат,

кВт∙ч

Удельный

возврат,

кВт∙ч/изм

возврат

Общий

возврат,

кВт∙ч

Удельный

возврат,

кВт∙ч/изм

возвра

та

Зима 11439960 14,90 11,23 9314560 13,08 10,00

Иркутск-Сорт. 10225090 28,39 15,30 14688558 32,61 16,49

Слюдянка 8771960 17,91 13,55 5662960 12,83 10,74

Таблица 2

Экспорт электроэнергии по подстанциям участка Рассоха – Слюдянка

Наименование показателей Рассоха

Подкаме

нная

Андриан

овская

Ангасол

ка

Слюдянк

Экспорт ЭЭ от электропотреб-

ления на тягу, %

0,14 1,15 0,67 0 0

Инвертор электроподвижного состава (ЭПС), преобразующий

электроэнергию рекуперации постоянного тока тяговых двигателей в

переменный ток системы тягового электроснабжения, относится к

категории ведомых сетью. Поэтому при рекуперации активная энергия

передается в СТЭ, а реактивная энергия потребляется из сети внешнего

электроснабжения так же, как и в режиме тяги (рис. 1). Это увеличивает

реактивное электропотребление электровозами в межподстанционной

зоне.

Электровозы переменного тока имеют низкие энергетические

характеристики. Угловой сдвиг между током и напряжением ЭПС в

режиме тяги составляет около 42°, а коэффициент реактивной мощности

равен 0.9. Следовательно, реактивное электропотребление в режиме тяги

составляет 90 % активного потребления. Угловой сдвиг между током и

напряжением ЭПС в режиме рекуперации оценивается в 60°, а

коэффициент реактивной мощности достигает 1.73. Кратность увеличения

реактивного электропотребления в режиме рекуперации по сравнению с

тягой при одинаковой активной энергии составляет К = 1.73/0.9 = 1.92.

ТП

ЭПС

Режим тяги

Режим

рекуперации

Рис. 1. Направления электроэнергии в режимах тяги и рекуперации ЭПС

При совместной работе ЭПС в режимах тяги и рекуперации

значительно увеличивается реактивное электропотребление. Оптимальный

режим соответствует равенству активного электропотребления

электровозов, работающих в режимах тяги Р

, и активной генерации

рекуперации Р

рекуперирующих электровозов. При этом реактивная

мощность на тягу равна Q

= 0.9Р

, на рекуперацию Q

= 1.73Р

суммарное реактивное электропотребление Q

∑

= 2.63Р

. Кратность

увеличения реактивного потребления в режиме рекуперации по сравнению

с ее отсутствием составляет К = 2.63/0.9 = 2,92.

Таким образом, реактивное электропотребление в

межподстанционной зоне в оптимальном режиме рекуперации Р

= Р

увеличивается в 3 раза. Так как соотношения активного

электропотребления ЭПС в режимах тяги и генерации меняется, то следует

считать, что реактивное электропотребление в режиме рекуперации

увеличивается в 1,5...3 раза по сравнению с режимом тяги.

Потерю напряжения в тяговой сети можно определить на основе

известных [1, 2] соотношений::

– в режиме тяги

( )

TCpTTCaTTTCTTCTTC

XIRIsinXcosRIU

+=ϕ+ϕ=∆

;

– в режиме рекуперации

( ) ( )

[ ]

TCpPTCaP

TCPTC

XIRI180sinX180cosRIU

+−=−+−=∆

ϕϕ

В режиме рекуперации повышение напряжения на токоприемнике

ЭПС выше предельно допустимого значения невозможно из-за

значительного потребления реактивного тока и значительной величины

потери напряжения от индуктивного тока в реактивных сопротивлениях

тяговой сети.

Значительное потребление реактивной мощности в режиме

рекуперации увеличивает потери активной мощности в тяговой сети,

которые можно определить по следующей формуле:

( )

ϕ+=

=∆

tg1

Потери мощности при чисто активной нагрузке (ϕ = 0, tgϕ = 0, cosϕ = 1)

и при U = 1,05Uн равны

( )

RP907.0

U05.1

==∆

Ниже приведен сравнительный анализ средних (наиболее

вероятных) энергетических характеристик режимов тяги и рекуперации.

Потери активной мощности в режиме тяги тиристорных ЭПС с ϕ = 42°

(tg 42° = 0,9, соs 42° = 0.743) при снижении напряжения до 0,95 Uн равны

( )

RP2

U95.0

Rtg1P

ϕ+

=∆

Увеличение потерь мощности по сравнению с чисто активной

нагрузкой составит 2/0,907 = 2.21 раза. Потери от реактивной мощности в

суммарных потерях составляют 54.6%.

Потери активной мощности в режиме рекуперации ЭПС (без тяги) с ϕ

= 60° (tg 60° = 1.73, cos ϕ = 0.5) при снижении напряжения до 0.95 U

равны

( )

RP42.4

U95.0

Rtg1P

ϕ+

=∆

Увеличение потерь составит 4.42/0.907 = 4.9. Потери от реактивной

мощности в суммарных потерях составляют 79.5 %. Увеличение потерь по

сравнению с режимом тяги 4.88/2.2 = 2.2 раза.

Результаты анализа потерь приведены в табл. 3.

На основании изложенного можно сделать следующий вывод:

нагрузочные потери активной мощности в режиме рекуперации

возрастают в 2…4 раза по сравнению с режимом тяги.

Таблица 3

Потери активной мощности в сети при потреблении реактивной мощности

в режимах тяги и рекуперации

Режим работы ЭПС

ϕ,° tgϕ ∆Pа, %

∆Pр,

Кратность

увеличения

потерь

Напря

жение

Приём и передача

активной энергии

0 0 100 0 - 1,05Uн

Режим тяги 42 0,9 45,4 54,6 1 0,95Uн

Режим рекуперации (без

тяги)

60 1,73 20,5 79,5 2,2 0,95Uн

Режим рекуперации и

тяги (Рр = Рт)

90 - 10,3 89,7 4,4 0,95Uн

Примечание: ∆Pа – активные потери мощности при передаче активной мощности; ∆Pр

– активные потери мощности при передаче реактивной мощности.

На основании изложенного можно сделать следующие выводы.

1. Реактивное электропотребление в оптимальном режиме

рекуперации увеличивается в 3 раза. Так как соотношения активного

электропотребления ЭПС в режимах тяги и рекуперации меняется, то

следует считать, что реактивное электропотребление в режиме

рекуперации увеличивается в 1,5…3 раза по сравнению с режимом тяги.

2. В режиме рекуперации напряжение на токоприёмнике ЭПС по

сравнению с режимом тяги не уменьшается.

3. Нагрузочные потери активной мощности в режиме рекуперации

возрастают 2...4 раза по сравнению с режимом тяги.

В табл. 4 приведены энергетические показатели расхода

электроэнергии поездами весом 6300 тонн на участке Рассоха–Слюдянка,

полученные по расчетам на основе программного комплекса KORTES.

Экспериментальные данные представлены в табл. 5.

Таблица 4

Энергетические показатели расхода электроэнергии поездами весом 6300 тонн

на участке Рассоха–Слюдянка по расчетам с помощью программного комплекса

KORTES

Направлен

ие

Расход энергии

tgφ

Удельный

расход,

Вт·ч/т·км

Рекуперация

активной

кВт·ч

реактивной

квар·ч

кВт·ч %

Четное 9837,1 19591,7 1,99 19,2 4430,8 45,0

Нечетное 10665,8 19629,2 1,84 20,8 3795,0 35,6

Четное 10270,8 13069,2 1.27 20,0 - -

Нечетное 11106,7 14050,0 1.27 21,7 - -

Примечание: Поезда ведут два электровоза ВЛ80р.

Из табл. 4 видно, что применение рекуперативного торможения

увеличивает реактивное электропотребление на 40…50 %. Процент

энергии рекуперации составил 35…45 %.

Таблица 5

Энергетические показатели расхода электроэнергии поездами весом

6300 и 6800 тонн на участке Рассоха–Слюдянка по экспериментальным данным

Направлени

Расход энергии

tgφ

Удельный

расход,

Вт·ч/т·км

Рекуперация

активной,

кВт·ч

реактивно

й, квар·ч

активной,

кВт·ч

четн.

12456,5 13013,5 1,05 24,3 2726,5 21.9

четн.

12208,0 12207,2 1 23,8 1690,9 13.9

четн.

12309,7 16284,9 1,33 24,0 4270,4 34.7

Примечания.

1,2

Поезд весом 6300 тонн ведут два электровоза – ВЛ85 и ВЛ80р (3 секции).

Поезд весом 6800 тонн ведут два электровоза ВЛ80р (3 секции).

При опытных поездках измерения напряжения производились от измерительного

трансформатора напряжения ЗНОМ.

Процент энергии, возвращенной в тяговую сеть при рекуперации за 1-ю

и 2-ю поездки значителен и составляет 22 и 35 %. При этом при большой

величине рекуперации прослеживается большое потребление реактивной

мощности.

Из сравнения значений табл. 4 и 5 видно различие по величинам

активного и реактивного электропотребления в расчётных результатах и

экспериментальных данных. Процент энергии, возвращенной в тяговую

сеть при рекуперации, по расчетам составил 45 %, что значительно выше

экспериментальных данных (22 и 35 %). Отсюда можно сделать вывод о том,

что имеется резерв увеличения возврата энергии рекуперации в тяговую сеть.

Для реального графика движения поездов (табл. 6) проведены расчёты

энергетических показателей на участке Рассоха–Слюдянка.

Таблица 6

Расчетные размеры движения участка Рассоха–Слюдянка

Направление

Количество

поездов в сутки

Вес поезда, т

Количество

поездов в сутки

Нечетное 55

5800 1

4200 1

3600 14

1100 39

Четное 65

6300 26

5800 26

4200 4

3600 4

1500 5

Результаты расчёта показывают, что применение рекуперативного

торможения на участке Рассоха–Слюдянка приводит к снижению расхода