Исследование системы электроснабжения с экранирующим и усиливающим проводами

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 g width=19 height=17 src="images/referats/21517/image052.png">.

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 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$

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.

 Скачать реферат