Повышение эффективности работы тяговых подстанций за счет снижения потерь электроэнергии.

С достаточной точностью для инженерных расчетов можно предположить, что коэффициент искажения синусоидальности напряжения изменяется по нормальному закону:
, (6.18)
где – оценка математического ожидания коэффициента искажения с нусоидальности кривой напряжения, %; – оценка среднеквадратичного отклонения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, %.
Значение математического ожидания коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения на шинах тяговых подстанций определяется по формуле:
(6.19)
Среднеквадратичное отклонение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, % определяется следующим образом:
, (6.20)
Данные расчетов по формулам 6.16 и 6.17 представлены в Приложении Ж, таблица Ж.4.
Расчет распределения плотности вероятности производится в блоках программного комплекса № 7-7.3 (см. Электронное приложение Ф). Согласно нормативным документам [1], продолжительность выхода ПКЭ за пределы нормальных значений не должна превышать 5 % времени каждых суток, и показатели качества не должны выходить за пределы максимально допустимых значений ПКЭ. Интегральная вероятность определяется площадью кривой распределения, которую можно определить методом численного интегрирования.
По результатам расчетов по формуле 6.15 построены графики распределения плотности вероятности всех тяговых подстанций, для варианта без применения компенсации, с применением КУ, с применением УФК, графики подстанций Тарманчукан (6.1) – (6.11) по фазам.
6.3 Расчет надбавок к тарифу за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения
Определение коэффициентов Т1 и Т2: (если Т1 и Т2 отрицательны, то надбавки нет).
Т1 – продолжительность выхода фактических значений ПКЭ за пределы выше нормально допустимого значения ПКЭ по ГОСТ Р 54149-2010:
, (6.21)
Т2 – продолжительность выхода фактических значений ПКЭ за пределы выше максимально допустимого значения ПКЭ по ГОСТ Р 54149-2010:
, (6.22)
Надбавки к тарифу:
, (6.23)
Расчеты по формулам (6.18) –(6.20) сведены в таблицу И.1. Приложения И.
Графики приведены в блоке 7 программного комплекса (см. Электронное приложение Ф ).
По характеру полученных кривых можно сказать, при включении в работу проектируемых компенсирующих установок или фильтрокомпенсирующих устройств, вершины кривых распределения плотности вероятности коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения на шинах тяговых подстанций Архара, Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко, Бира сместились влево (по отношению к кривым в режиме работы без компенсирующих устройств), но не вошли в пределы нормально допустимых значений, а также предельно допустимых значений при действительных размерах движения: по фазе А - на подстанциях Архара, Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко, Бира, по фазе В – на подстанциях Архара, Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко, Бира, по фазе С – на подстанциях Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко. Если продолжительность выхода за нормально допустимое значение Т1 для подстанций составляет более 50 %, то надбавка к тарифу составит 10 %.
7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ГОД



Рисунок 7.1- Расчетная схема

Сложность расчета нагрузочных (переменных) потерь электроэнергии в трансформаторах подстанции заключается в том, что токи в фазах обмотки трансформатора несимметричны. Поэтому расчет нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах, а также на участках ЛЭП ведется по каждой фазе отдельно по значениям средних и эффективных фазных токов. В соответствии с расчетной схемой (см. рис.7.1), на схеме размещения компенсирующих установок, выполненных в разделе 3, указывают напряжения и токи в первичной обмотке трансформатора, ток компенсирующего устройства.
7.1 Определение среднегодовых потерь мощности в трансформаторах тяговых подстанций.
Известно, что потери мощности в трансформаторах складываются из потерь холостого хода (постоянные потери) и нагрузочных потерь (переменные потери). Постоянные потери определяются паспортной величиной потерь мощности холостого хода трансформатора (кВт) , значением напряжения на вводах трансформатора, кВ, и числом включенных трансформаторов .
С небольшой долей погрешности для упрощения можно принять . В этом случае суммарные постоянные потери мощности, кВт, для группы тяговых подстанций равны:
. (7.1)
Постоянные потери для трансформаторов ТДТНЖ-40000/220 – кВт, число работающих трансформаторов = 1.Суммарные постоянные потери для группы из 6-ти подстанций составят, кВт:
.
Так как используется метод среднегодовых нагрузок, а в качестве нагрузок используются токи в обмотках, то переменные потери в трансформаторах i-й подстанции, кВт, рассчитываются по выражению:
, (7.2)
где – потери мощности при к.з., кВт, кВт; , , – модули эффективных токов соответственно в фазах A, B и C обмотки BH трансформатора i-ой подстанции, А, определенные по формуле 4.22; – номинальный ток в обмотке высокого напряжения трансформатора i-й подстанции, А:
, (7.3)
где – номинальная мощность трансформатора, МВА, МВА.
.
Переменные потери в трансформаторах для подстанции Бира при действительных режимов движения без применения компенсации
.
Суммарные переменные потери в трансформаторах для группы тяговых подстанций равны,
. (7.4)

На основании расчетов по формулам (7.1) – (7.3) определяют потери активной электроэнергии в трансформаторах, кВтч / год, по формуле
, (7.5)
.
Аналогично производятся расчеты по формулам 7.1 – 7.5, для варианта с проектируемыми компенсирующими и фильтрокомпенсирующими установками, данные расчетов представлены в таблице 7.2, расчеты произведены в блоке 9, см. электронное приложение Ш.
7.2 Потери активной электроэнергии за год в КУ, УФК
Потери активной электроэнергии за год в компенсирующих и фильтрокомпенсирующих установках складываются:
– из диэлектрических потерь в конденсаторах;
– из потерь в магнитопроводе реакторов и потерь в обмотке.
Потери активной мощности в силовых конденсаторах, кВт, равны
, (7.6)
где – емкостное сопротивление батареи конденсаторов, Ом; – тангенс угла диэлектрических потерь: для конденсаторов типа КСК –; для фильтрокомпенсирующих устройств b – коэффициент, определяемый по формуле 3.36; – ток компенсирующего или фильтрокомпенсирующего устройства, А:
, (7.7)
где – напряжение на шинах, кВ, кВ; – индуктивное сопротивление реактора на частоте 50 Гц, Ом; и представлены в таблице 3.7.
,
- полезная мощность УФК, кВАр;
Ток КУ для подстанции Бира:
,
Ток УФК для подстанции Бира:
А,
Потери активной мощности в компенсирующих установках:
кВт.
Потери мощности в реакторах ФРОМ определяются по аналогии с потерями мощности в трансформаторах, кВт:
, (7.8)
(7.9)

где , – паспортные значения потерь мощности соответственно в стали и меди реактора ФРОМ, кВт, кВт, кВт; – номинальный ток реактора, А, А; - коэффициент, зависящий от соединения и тапа реакторов: при одном реакторе =1, при двух последовательных =2, при двух параллельных =0,5
Остальные обозначения в формулах (6.6) – (6.9) такие же, как и в формулах (3.27) – (3.31).
Постоянные потери мощности в реакторах для подстанции Бира при действительных режимах движения при применении КУ
,
Переменные потери
.
Данные расчетов по формулам 7.6 – 7.9 сведены в таблицу 7.1
Таблица 7.1 – Потери электроэнергии в КУ и УФК
Тяговые , кВт , А , кВт , кВт подстанции 2 режим 3 режим 2 режим 3 режим 2 режим 3 режим 2 режим 3 режим 1 2 3 4 5 6 7 8 9 при действительных размерах движения Архара 4,168 -0,251 106,804 193,673 10,5 10,5 2,156 7,091 Тарманчукан 12,675 -0,251 322,618 193,673 10,5 10,5 19,675 7,091 Ядрин 15,892 -0,251 393,926 193,673 10,5 10,5 29,334 7,091 Кимкан 12,928 -0,251 320,999 193,673 10,5 10,5 19,478 7,091 Лондоко - - - - - - - - Бира 4,015 -0,251 103,275 193,673 10,5 10,5 2,016 7,091
Потери электроэнергии в КУ группы тяговых подстанций за год, кВтч/год, равны
, (7.10)
.
7.3 Определение потерь электроэнергии за год в линиях электропередачи
Потери активной электроэнергии в ЛЭП также рассчитывают методом среднегодовых нагрузок, используя в качестве исходных данных значения средних токов фаз обмотки ВН трансформаторов и коэффициенты формы графиков активной и реактивной нагрузок обмотки ВН трансформаторов.
7.3.1 Расчет средних значений фазных токов, протекающих по участкам линии электропередачи
При определении фазных токов на участках ЛЭП необходимо учитывать емкостные (зарядные) токи, протекающие в высоковольтных ЛЭП за счет емкости линии на землю.
Зарядный ток линий электропередачи, А, рассчитывается по формуле
, (7.11)
где – удельная емкостная проводимость ЛЭП, Ом / км; L – длина участка ЛЭП, км.
Зарядный ток для участка Бира – Биробиджан, А:
.
Зарядные токи в контурах составляются на основании схемы внешнего электроснабжения, и определяется как сумма зарядных токов линии электропередач подходящих к данной подстанции. Матрица зарядных токов приведена в приложении К.
Для фаз А, В, С вводится угол поворота:
- для фазы А:
, (7.12)
- для фазы В:
, (7.13)
- для фазы С:
, (7.14)
Задающие токи в узлах А:
, (7.15)
где – комплексное значение средних токов в фазах обмотки ВН трансформатора, А.
Расчет по формулам приведен в электронном приложении Э, блок 10.
Как отмечалось выше, (см. пункт 3), в дипломном проекте применяется матричный способ расчета сложно-замкнутой сети. На основании схемы внешнего электроснабжения Хабаровской и Облученской дистанции электроснабжения, составляется направленный граф. Он описывается с помощью 2-х матриц. Первая, матрица соединений в узлах M, описывается в пункте 2.Вторая матрица соединений N, называемая также матрицей соединений в контурах, представляет собой таблицу, строки которой отвечают независимым контурам направленного графа, а столбцы – его ветвям. Если та или иная ветвь входит в контур, то на пересечении соответствующей строки и столбца матрицы N ставится либо +1, либо -1 в зависимости от того, совпадает направление ветви с направлением обхода контура или имеет противоположное с ним направление. Если же ветвь не входит в контур, то в матрице N на пересечении строки и столбца, отвечающих рассматриваемому контуру и ветви, записывается 0.
Матрица N приведена в приложении Л.
Данная матрица в отличие от матрицы М в общем случае не содержит полной информации о конфигурации сети, так как возможные разомкнутые части ее схемы в матрице N не отражаются.
Матрицы M и N дают возможность записать уравнения состояния электрической цепи в матричной форме. Система взаимно независимых уравнений первого закона Кирхгофа представляется так:

, (7.17)
где и – столбцы токов в ветвях и задающих токов в узлах.
Аналогично систему взаимно независимых уравнений, второго закона Кирхгофа можно записать в виде:
, (7.18)
где – столбец падений напряжения в ветвях схемы.
Чтобы ввести в уравнение второго закона Кирхгофа токи ветвей, воспользуемся законом Ома:
, (7.19)
где – диагональная матрица сопротивлений ветвей, определенная в пункте 3.
Подставляя выражение (7.19) в уравнение (7.18), получим матричное уравнение второго закона Кирхгофа:
, (7.20)
Объединяя матричные уравнения (7.17) и (7.20) в общую систему, получим обобщенное уравнение состояния электрической цепи, вид которого не зависит от ее конфигурации и числа элементов:
, (7.21)
Эти уравнения можно объединить в одно, если матрицы M и N рассматривать как блоки одной объединенной матрицы параметров схемы замещения сети:
, (7.22)
Теперь обобщенное уравнение состояния принимает компактный вид:
, (7.23)
Здесь матрица А является квадратной и обычно неособенной, поэтому уравнение (7.22) можно решить относительно искомых токов:
, (7.24)
Расчеты по формулам (7.11) – (7.24) производятся в блоке №10, электронного приложения Э.
Для режима с проектируемыми КУ, УФК расчеты выполняются аналогично, только в формуле 7.15 используются значения средних токов в обмотках ВН трансформатора с учетом КУ, УФК, рассчитанные в 4 пункте.
По результатам расчетов, составляются таблицы средних значений фазных токов на участках ЛЭП в комплексной форме (алгебраической) для варианта без компенсации, а также с включением КУ и УФК.
7.3.2 Определение среднегодовых потерь мощности на участках линии электропередач
Основные потери мощности в линиях электропередачи 220 кВ – это нагрузочные (переменные) потери, потери на корону (постоянные потери) в линиях электропередачи данных классов напряжений не учитываются в расчетах.
Тогда суммарные среднегодовые потери мощности на участках ЛЭП для одной фазы, кВт. рассчитываются по выражению:
, (7.25)
где j – номер участка ЛЭП; m – число участков ЛЭП; , – средние значения соответственно активных и реактивных составляющих фазного тока на j-м участке ЛЭП, А; , – коэффициенты формы графика соответственно активных и реактивных нагрузок для одной фазы ЛЭП.
Коэффициенты необходимо определять для каждого участка ЛЭП, но в связи с тем, что в системе тягового электроснабжения коэффициенты формы графиков активной и реактивной нагрузки фаз обмоток ВН трансформатора подстанции изменяются в узких пределах, то для всех участков ЛЭП можно использовать одинаковые значения данных коэффициентов. Коэффициент формы графика активной нагрузки , а для реактивной нагрузки .
Суммарные среднегодовые потери мощности на участке Архара - Бикин, для фазы А, Вт:
.
Суммарные потери активной электроэнергии в ЛЭП без компенсации и с включением КУ или УФК за год, кВт*ч, по формуле:
. (7.26)
.
Аналогичным образом производится расчет потерь в ЛЭП для варианта с применением КУ и УФК. Результаты расчетов приведены в таблице 7.2
Таблица7.2 – Потери электроэнергии в трансформаторах, компенсирующих установках и ЛЭП за год, [кВт*ч]
Потери Без КУ С применением КУ С применением УФК 1 2 3 4 при действительных размерах движения –
8 ВЛИЯНИЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТАНОВОК, УСТРОЙСТВ ФИЛЬТРАЦИИ И КОМПЕНСАЦИИ НА ОТКЛОНЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
В связи с изменениями режима работы электрических станций и сетей, а также их нагрузок напряжения у приемников электроэнергии изменяются относительно напряжения системы. Плавные длительные изменения называют отклонениями напряжения. Значение математического ожидания установившегося положительного отклонение напряжения в фазе А для i-ой подстанции определяется по формуле
, (8.1)
где – математическое ожидание напряжения в фазе А i–ой подстанции, кВ; – напряжение системы, кВ.
Математическое ожидание напряжения в фазе А найдем из выражения, кВ
(8.2)
где – напряжение источника питания, кВ; – математическое ожидание падения напряжения в фазе А для i–ой подстанции, кВ.
Математическое ожидание падения напряжения в фазе А для i–ой подстанции, кВ рассчитаем как
. (8.3)
где – матрица узловых проводимостей, См матрица определяется в пункте 3 по формуле (3.24); – средний ток в фазе А со стороны высокого напряжения трансформатора, А значение, которого определяется в пункте 4 по формулам (4.22) – (4.24).
Примем напряжение источника питания величиной постоянной кВ, значит среднеквадратичное напряжение равно среднеквадратичному положительному отклонению установившегося напряжения и равно среднеквадратичному падению напряжения, которое определяется по формуле (9.5)

, (8.4)
, (8.5)
где – среднеквадратичное отклонение тока, значения отклонений были ранее рассчитаны в пункте 4 по формулам(4.28) – (4.30).
С достаточной точностью для инженерных расчетов можно предположить, что отклонение напряжения изменяется по нормальному закону:
, (8.6)
В качестве примера произведем расчет по формулам (8.1) – (8.5) для тяговой подстанции Архара для режима без КУ, кВ:
;
;
;
%
.
Расчеты с использованием проектируемых компенсирующих установок аналогичны, производятся по формулам (8.1) – (8.6) Данные расчетов для всех подстанций и для всех режимов приведены в таблице M.1 Приложения М, и в блоке 11 электронного приложения Ю.
График распределения отклонения напряжения, для трех фаз при действительных размерах движения тяговой подстанции Тарманчукан изображен на рис.M.1-M.3, Приложения М. Графики распределения отклонения напряжения для остальных тяговых подстанций приведены в блоке 11 программного комплекса (cм. Электронное приложение Ю).
В режиме работы с проектируемыми установками поперечной емкостной компенсации или с устройствами фильтрации и компенсации вершины кривых распределения плотности вероятности отклонения напряжения на шинах всех тяговых подстанций сместились влево (по отношению к кривым в режиме работы без компенсирующих устройств), тем самым стали ближе к нормально допустимым значениям. Нормально допустимые значения устанавливаются в договоре электроснабжения в виде диапазона изменения, а предельно допустимое значение напряжения .




9 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ И УСТРОЙСТВ ФИЛЬТРАЦИИ И КОМПЕНСАЦИИ ОБЛУЧЕНСКОЙ ДИСТАНЦИИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
9.1 Общие положения
Известно, что путем включения устройств фильтрации и компенсации на шинах тяговых подстанций добиваются уменьшения затрат на оплату реактивной мощности. Кроме того, устройства фильтрации и компенсации улучшают показатели качества электроэнергии, что значительно влияет на надбавку к тарифу в случае превышения показателей качества электроэнергии нормальных и максимальных допустимых значений.
Однако, установка и эксплуатация компенсирующих устройств требует определённых материальных затрат, поэтому в данном дипломном проекте проводится технико-экономическое обоснование установки компенсирующих и фильтрокомпенсирующих устройств на шинах тяговых подстанций Облученской дистанции электроснабжения.
Экономическим критерием, которым определяется эффективность применения КУ и УФК, являются минимальные затраты, р./год., вычисляемые по формуле:
, (9.1)
где –норма дисконта, =0,1 ; – капитальные затраты, руб.
Так как установки компенсирущих и фильтрокомпенсирующих устройств требуют капитальных вложений на их приобретение и монтаж, то капитальные вложения могут быть определены по формуле
, (9.2)
где – цена приобретения одной установки, руб; - стоимость комплектующих изделий, руб; - стоимость монтажных и налодочных работ, включая расходы связанные с доставкой и внедрением установки; – повышающий коэффициент, учитывающий увеличение цен по сравнению с 2000г., для оборудования , для монтажных работ , для материалов .
На основе федеральных единичных расценок, принимаем
руб; руб; руб;
руб; руб; руб;
- текущие расходы, возникающие при эксплуатации проекта, руб, определяются по формуле
, (9.3)
где – общие годовые эксплуатационные расходы по объекту (затраты на обслуживание и ремонты) без учета затрат на амортизацию, руб; - амортизационные отчисления по объекту, руб; – затраты на возмещение потерь электроэнергии, руб; – издержки на оплату надбавок к тарифу за пониженное качество электроэнергии, руб, определяются по формуле:
, (9.4)
где ,– надбавка за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения и за коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности, р/кВтч; – годовой расход электроэнергии, тыс.КВтч:
Надбавка за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения
, (9.5)
где – стоимость 1 кВтч, р./кВтч. Принимаем р./кВтч; – надбавка к тарифу, за пониженное качество электроэнергии (за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) для варианта с КУ и с УФК, %.
Надбавка за коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности:
, (9.6)
где – надбавка к тарифу, за пониженное качество электроэнергии (за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) для варианта с КУ и с УФК, %.
Таблица 9.1 - Надбавки к тарифу, за пониженное качество электроэнергии, годовой расход электроэнергии по всем подстанциям
Подстанция с КУ с УФК с КУ с УФК 1 2 3 4 5 6 Архара 10 4,742 0 0 11,171 Тарманчукан 10 10,000 0 0 12,086 Ядрин 10 10,000 0 0 13,437 Кимкан 10 10,000 0 0 8,602 Лондоко 10 10,000 0 0 6,420 Бира 10 10,000 0 0 6,351
Приведем пример расчета для подстанции Архара для варианта с включением КУ.
Надбавка за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, согласно (9.5):
,
Надбавка за коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности согласно формуле (9.6):
.
Издержки на оплату надбавок к тарифу за пониженное качество электроэнергии, тыс.руб.:

Аналогично, расчет производится для всех остальных подстанций для двух режимов, результаты расчета сводятся в таблицу 9.2

Таблица 9.2 - Надбавка за коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения и за коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности, и издержки за их оплату
с КУ с УФК с КУ с УФК с КУ с УФК 1 2 3 4 5 6 7 Архара 0 0 0,289 0,137 32284,060 6245,242 Тарманчукан 0 0 0,289 0,289 34935,85 34935,85 Ядрин 0 0 0,289 0,289 38835,3 38835,3 Кимкан 0 0 0,289 0,289 24861,770 24861,770 Лондоко 0 0 0,289 0,289 18555,100 18555,100 Бира 0 0 0,289 0,174 18355,100 11050,100 Всего - - - - 167826,7 150847,2
Общие годовые эксплуатационные расходы по объекту:
, (9.7)
где – ежегодные издержки на ремонт и обслуживание, %, .
9.2 Расчет затрат и капитальных вложений для варианта с КУ
Капитальные вложения в компенсирующую установку, руб.:
.
На участке Архара-Бира необходимо 5 компенсирующих установок, некоторые из которых содержат несколько параллельных цепочек, и два параллельных реактора, что приводит к удоражанию КУ на данных подстанциях.
Таблица 9.3 - Удорожание КУ на подстанциях
Название подстанции Количество параллельных цепочек конденсаторов Количество параллельных реакторов Удорожание 1 2 3 4,0 Архара 1 1 1,0 Тарманчукан 3 2 2,2 Ядрин 4 2 3,4 Кимкан 3 2 2,2 Бира 1 1 1,0
Таким образом общая сумма капитальных вложений для КУ по данному участку составит, тыс.руб.:

Общие годовые эксплуатационные расходы по объекту для варианта с КУ, тыс.руб./год:
,
, (9.8)
где - норма амортизационных отчислений на компенсирующие устройства, равная 4,4%.
Амортизационные отчисления по компенсирующему устройству:
тыс.руб./год.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии:
, (9.9)
где – расчетные потери электроэнергии, кВтч.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии для варианта с КУ, тыс.руб/год:
,
Эксплуатационные издержки в год для варианта с применением КУ, тыс.руб./год:
,
Тогда приведенные затраты для варианта с КУ составят, тыс.руб.:
,
9.3 Расчет затрат и капитальных вложений для варианта с УФК
Капитальные вложения в фильтрокомпенсирующую установку:
руб.
На данном участке необходимо 6 УФК:
тыс.руб.

Аналогичным образом производим расчет для УФК.
Общие годовые эксплуатационные расходы по объекту для варианта с УФК, тыс.руб./год:
,
Затраты на возмещение потерь электроэнергии для варианта с УФК, тыс.руб/год:
,
Амортизационные отчисления по фильтрокомпенсирующим устройствам, тыс.руб./год:
,
Эксплуатационные издержки в год для варианта с применением УФК, тыс.руб./год:
.
Приведенные затраты для варианта с УФК, тыс.руб:
.
9.4 Расчет срока окупаемости вариантов с КУ и УФК
Определим на сколько лет УФК окупится быстрее, чем КУ:
, (9.10)
лет.
В работе была проведена сравнительная оценка эффективности компенсирующих устройств и устройств фильтрации и компенсации Облученской дистанции электроснабжения.
Из выше приведенных расчетов следует, что несмотря на большие капитальные вложения связанные с внедрением УФК тыс.руб.) по сравнению с капитальными вложениями связанными с внедрением КУ тыс.руб.), приведенные затраты для варианта с УФК ( тыс.руб.) не превышают минимальные затраты для варианта с КУ тыс.руб.), поэтому внедрения УФК в данном случае экономически целесообразно. Таким образом, получаем что срок окупаемости КУ на 5 лет дольше, чем срок окупаемости УФК, что доказывает экономическую целесообразность внедрения УФК.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании проведенных теоретических исследований и выполненного анализа работы тяговой сети без применения КУ(УФК), с применением КУ, с применением УФК при действительных размерах движения, на участке Архара – Бира можно сделать следующие выводы:
Для всех тяговых подстанций при действительных размерах движения коэффициент обратной последовательности напряжения в точке присоединения к сети (шины 220 кВ) не превышает допустимые значения (нормальные и максимальные).
Наиболее тяжелое положение по коэффициенту искажения синусоидальности кривой напряжения. Для большинства тяговых подстанций в точке присоединения к сети этот показатель значительно превышает допустимые значения по ГОСТ Р 54149-2010, как с использованием компенсирующих или фильтрокомпенсирующих устройств, так и без них. На основании полученных графиков плотности распределения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения можно сказать, что на всех тяговых подстанциях участка Архара – Бира при включении в работу компенсирующих установок вершины кривых распределения сместились влево (по отношению к кривым в режиме работы без КУ), а в режиме с УФК и по отношению к КУ, но тем не менее не вошли в пределы нормально допустимых значений, а также предельно допустимых значений при действительных размерах движения по фазе А - на подстанциях Архара, Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко, Бира, по фазе В – на подстанциях Архара, Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко, Бира, по фазе С – на подстанциях Тарманчукан, Ядрин, Кимкан, Лондоко. Надбавка к тарифу по данному коэффициенту для режима без применения компенсирующих устройств составляет 10% как при действительных размерах движения так и при пропуске поездов повышенной массы.
При применении КУ надбавки к тарифу на всех подстанциях составляют 10%.
При применении УФК надбавка к тарифу составляет 4,732 % на подстанции Архара. На остальных подстанциях надбавка к тарифу составляет по -прежнему10%.
Потери в трансформаторах без применения компенсирующих устройств составляют 5,801кВтч, с применением КУ 4,772 кВтч, с применением УФК 3,96 кВтч.
Потери в ЛЭП без применения компенсирующих устройств составляют 0,494кВтч, с применением КУ 0,356 кВтч, с применением УФК 0,123 кВтч.
Этим объясняется технико-экономическая необходимость применения КУ и УФК в близи потребителя, в частности на тяговых подстанциях. Из расчетов следует, что несмотря на большие капитальные вложения связанные с внедрением УФК тыс.руб.) по сравнению с капитальными вложениями связанными с внедрением КУ тыс.руб.), приведенные затраты для варианта с УФК (186385,299 тыс.руб.) не превышают минимальные затраты для варианта с КУ (194438,969 тыс.руб.), поэтому внедрения УФК в данном случае экономически целесообразно.
В связи с большой удаленностью источников питания в энергосистемах Дальневого Востока, энергосистемы для устойчивой работы поддерживают достаточно высокий уровень напряжения, к повышению уровня приводит значительная зарядная мощность протяженных ЛЭП. Напряжение на шинах подстанций без применения компенсирующих устройств при действительных размерах движения достигает 240 кВ, и 244 кВ при пропуске поездов повышенной массы.
В ходе данной дипломной работы был также выполнен расчет амплитудно-частотной характеристики входного сопротивления до шин высокого напряжения тяговых подстанций для того, чтобы определить на какие частоты должно быть настроено УФК, который показал, что на всех подстанциях необходима настройка не только на 3 и 5 гармоники, но и на 17.
Таким образом несмотря на то, что стандартные компенсирующие устройства и устройства фильтрации и компенсации повышают качество электроэнергии, оно все равно не соответствует стандарту ГОСТ Р 54149-2010, поэтому необходима установка более современных фильтрокомпенсирующих устройств, таких как активные фильтры и СТАТКОМ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. ГОСТ Р 54149-2010 Электрическая энергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [Текст]. – Взамен ГОСТ 13109-97; Введен 21.12.10. – М: Издательство стандартов, 2012. – 10 с.: ил. – (Государственный стандарт Российской Федерации).
2. Железко Ю.С. Методика расчёта оплаты за взаимные услуги энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии по поддержанию экономичного режима потребления реактивной энергии [Текст] // ОАО ВНИИЭ – 2002. – с. 6
3. Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения) [Текст] // Утвержден Приказом Минпромэнерго России от 22.02.2007 г. N 49 – 3с.
4. Утверждение Методических указаний по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон по договорам об оказании услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети. [Текст] // Утвержден Приказом ФСТ РОССИИ от 31 августа 2010 г №254 – 3 с.
5.Справочник по проектированию электрических сетей под ред. Д.Л. Файбисовича – М.: МЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.
6. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии [Текст]: Утв. Главгосэнергонадзором Минтопэнерго РФ: 01.01.97. – М.: 1997. – 15 с.
7. Бородулин Б.М., Герман Л.А., Николаев Г.А. Конденсаторные установки электрифицированных железных дорог [Текст]. – М: Транспорт, 1983 – 183 с.
8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: Справочные материалы для курсового проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М: Энергоатомиздат, 1989. – 609 с.
9. Справочник по электроснабжению железных дорог [Текст]. Т2 / Под ред. К.Г. Марквардта. – М: Транспорт, 1981. – 392 с.
10. Караев Р.И., Волобринский С.Д. Электрические сети и системы [Текст]. – М: Транспорт, 1978. – 312 с.
11. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электорэнергетических специальностей вузов [Текст]: Учебное пособие для студентов электороэнергет. спец. вузов, –2-е изд., перераб. и доп./ В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др.; Под ред. В. М. Блок.– М.: Высш. шк.. 1990.– 383 с.: ил.
12. Караев Р.И., Волобринский С.Д., Ковалев И.Н. Электрические сети и энергосистемы [Текст]: Учебник для вузов ж.-д. транспорта. –3-е изд., перераб. и доп. –М.: Транспорт, 1988. –326 с.
13. Правила устройства электроустановок [Текст] / Минэнерго СССР. ( 6-е изд., перераб. и доп. ( М.: Энергоатомиздат, 1986. ( 648 с.
14. Охрана труда в в электроустановках [Текст]. Учебник для вузов./ Под ред. Б. А. Князевского. ( М.: Высш. школа, 1982. ( 311 с.
15. Правила эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]. ( 5-е изд., перераб. и доп. ( М.: Главгосэнергонадзор, 1997. ( 282 с.
16. Праила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]. ( 4-е изд., перераб. и доп. ( М.: Госэнергонадзор, 1994. ( 139 с.
16. Монтаж устройств электроснабжения электрифицируемых железных дорог [Текст]: Учебник для техникумов трансп. стр-ва / А. С. Марков, В. П. Бизанов, В. Г. Назаренко, Р. В. Сидоркевич. М.: Транспорт, 1990. 287 с.
17. СНИП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение [Текст]. Введ. 01.01.96 – М:.Стройиздат, 1996 – 35с.
18. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы. Электромагнитные поля в производственных условиях [Текст] : СанПиН 2.2.4.1191-03. – Введ. 2003–05–01. – М. : Изд-во стандартов, 2003. – 17 с.
19. Электротехнический справочник [Текст]. В 4 т. Т. 1. Общие вопросы. Электротехнические материалы / Под общ. ред. Профессоров МЭИ : В. Г. Герасимова и др. – М. : МЭИ, 2003. – 440 с.
20. Герасименко, А.А. Передача и распределение электрической энегии: Уч. пособие [Текст] / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. – 720 с.
21.Очков В.Ф. Mathcad PLUS 6.0 для студентов и инженеров [Текст]. – М: ТОО фирма (КомпьютерПресс(, 1996. – 238 с.
22. Григорьев Н. П.,Крикун А. А. / Система электроснабжения электрифицированных железных дорог переменного тока [Текст].- Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2006 – 100 с.  
23. Степанов, И. М. Исследование электромагнитных полей в электроустановках высокого напряжения и разработка мер по снижению их интенсивности [Текст]: дис. канд. техн. наук : 05.14.12 : защищена 26.02.09 : утв. 01.03.09 / Степанов Илья Михайлович. – Новосибирск., 2009. – 234 с.
Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок [Текст] : ПОТ РМ-016-2001: утв. Мин. Труда и соц. развития 5.01.01 : ввод в действие с 01.07.01. – М. : Издательство стандартов, 2001. – 106 с.
25. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей [Текст] : СО 00.03.03-2007: утв. ОАО Институт «Энергосетьпроект» 20.07.07 : ввод. в действие с 01.09.07. – М. : ОАО Институт «Энергосетьпроект», 2007. – 44 с













9