3.2. Параметры режима работы тяговой сети переменного тока при рекуперации электроэнергии
Инвертор, преобразующий электроэнергию рекуперации постоянного тока тяговых двигателей в переменный ток СТЭ, располагается на ЭПС и относится к категории ведомых сетью.
При рекуперации электроэнергии на переменном токе 25 кВ активная энергия рекуперации генерируется ЭПС в СТЭ, а реактивная энергия потребляется из сети внешнего электроснабжения так же как в режиме тяги. Это увеличивает реактивное электропотребление электровозами в межподстанционной зоне.
ТП
-------------> P ¦ Режим-------------> Q ¦ тяги
---------------------------------------------------
ЭПС
<------------- Р ¦ Режим-------------> Q ¦ рекуперации
Рис. Направления электроэнергии в режимах тяги и рекуперации ЭПС.
Угловые сдвиги между током и напряжением ЭПС в режиме тяги составляют для диодных ЭПС φЭ = 370эл, для тиристорных ЭПС φЭ = 420эл. Коэффициент реактивной мощности для режима тяги tg φЭ = Q/P диодных ЭПС составляет tg 370 = 0,754, тиристорных ЭПС - tg 420 = 0,9. Следовательно реактивное электропотребление ЭПС в режиме тяги QТ = (0,75÷ 0,9)P. Реактивное электропотребление в режиме тяги составляет (75÷ 90) % от активного.
Угловые сдвиги между током и напряжением ЭПС в режиме рекуперации составляют φЭ = 60 эл. гр. Коэффициент реактивной мощности для режима рекуперации tg φЭ = Q/P составляет tg 600 = 1,73. Следовательно, реактивное электропотребление ЭПС в режиме рекуперации QР = 1,73P. Реактивное электропотребление в режиме рекуперации составляет 170 % от активного.
При совместной работе в межподстанционной зоне ЭПС в режимах тяги и рекуперации значительно увеличивается реактивное электропотребление. Оптимальный режим в межподстанционной зоне соответствует равенству активного электропотребления ЭПС в режимах тяги Рт и активной генерации в режимах рекуперации Рр (Рт = Рр). При этом реактивная мощность на тягу Qт = 0,9Р, реактивная мощность на рекуперацию равна Qр = 1,73Рт и суммарное реактивное электропотребление Q∑ = (0,9 + 1,73)Рт = 2,63Рт. Соотношение К = 2,63/0,9 = 2,92. Следовательно, реактивное электропотребление в межподстанционной зоне в оптимальном режиме рекуперации увеличивается в 3 раза. Так как соотношения активного электропотребления ЭПС в режимах тяги и генерации меняется, то следует считать, что реактивное электропотребление увеличивается в диапазоне 1, 7 ÷ 3 раза по сравнению с режимом тяги.
Рассмотрим линейные и векторные диаграммы тока и напряжения тяговой сети в режимах тяги и рекуперации при одностороннем питании контактной сети.
Режим тяги.
Рис. Линейная диаграмма тока и напряжения ЭПС в режиме тяги: E1, U1 – кривая ЭДС и напряжения трансформатора ЭПС; i1t – кривая тока, i1(1) – кривая тока первой гармоники.
Потеря напряжения в режиме тяги
∆ Uтс = Iт RТС cos φТ + Iт Хтс sin φТ = Iат RТС + IрХТС.
Напряжение у источника
U1 = Uэпс + ∆ Uтс.
Режим рекуперации.
Рис. Линейная диаграмма тока и напряжения ЭПС в режиме рекуперации: E1, U1 – кривая ЭДС и напряжения трансформатора ЭПС; i1Р – кривая тока, i1(1) – кривая тока первой гармоники.
Рис. Векторная диаграмма тока и напряжения в режиме рекуперации: Iэ –полное значение тока; Iра, Iрр – активная и реактивная составляющие тока ЭПС; φр – угловой сдвиг между током и напряжением.
Потеря напряжения в режиме рекуперации
∆ Uтс = Iр RТС cos (180 - φ1р)+ Iр Хтс sin (180 - φ1р) = - IраR + IррХ.
Напряжение у источника U1 = Uэпс + ∆ Uтс.
В режиме рекуперации U1 > Uэпс и повышение напряжения на ЭПС выше предельно допустимого значения не возможно из-за значительного потребления реактивного тока и значительной величины потери напряжения от реактивного индуктивного тока в сопротивлении системы тягового электроснабжения. Проблема повышенного напряжения на ЭПС в режиме рекуперации при тяге переменного тока отсутствует. Низкого напряжение на ЭПС в режимах рекуперации также не должно быть из-за повышения напряжения за счёт активного тока в активном сопротивлении тяговой сети. Активная составляющая сопротивления тяговой сети двухпутного участка равна 0,1 Ом/км, реактивная составляющая – 0,3 Ом/км.
Значительное потребление реактивной мощности в режиме рекуперации увеличивает потери активной мощности в тяговой сети.
Потери активной мощности в тяговой сети
P2 + Q2
P = * R = (P2/U2)*R*(1+tg2).
U2
Потери активной мощности в режиме тяги диодных ЭПС = 370 эл.
(tg 370 = 0,754, cos 370 = 0,799) и при снижении напряжения до 0,95 Uн:
Потери мощности от передачи активной нагрузки ( = 0, tg = 0, cos = 1) при U = 1,05Uн
P1 = (Р2 * R) / (1, 05Uн)2 = 0,907(Р2 * R) / Uн2 .
Потери активной мощности от передачи нагрузки с tg = 0,754 ( = 370, соs = 0,799) и при снижении напряжения до 0,95 Uн
P2 = [Р2 (1+ tg2) * R] / (0,95Uн)2 = 1,74 (Р2 * R) / Uн2.
Увеличение активных потерь составляет 1,74/ 0,907 = 1,92, то есть в 1,92 раза. Потери активной мощности от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 47,9%.
Потери активной мощности в режиме тяги тиристорных ЭПС = 420 эл (tg 420 = 0,9; соs420 = 0,743) и при снижении напряжения до 0,95 Uн
P2 = [Р2 (1+ tg2) * R] / (0,95Uн)2 = 2 (Р2 * R) / Uн2
Увеличение потерь составит 2 / 0,907 = 2,21, то есть 2,21 раза. Потери активной энергии от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 54,6%.
Потери активной мощности в режиме рекуперации ЭПС (без тяги) = 600 эл (tg 60 = 1,73; cos = 0,5 ) и при снижении напряжения до 0,95 Uн
P2 = [Р2 (1+ tg2) * R] / (0,95Uн)2 = 3,993Р2R / (0,95 Uн)2 =
= 4,42(Р2 * R) / Uн2.
Увеличение потерь составит 4,42/0,907 = 4,88, то есть в 4,88 раза. Потери от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 79,5%. Увеличение потерь по сравнению с режимом тяги 4,88 / 2,21 = 2,2 раза.
Потери активной мощности в режиме рекуперации ЭПС (Рт = Рр) Q∑ = (0,9 + 1,73)Рт = 2,63Рт и при снижении напряжения до 0,95 Uн
P2 + Q2
P2 = * R = [P2 + (2,63Р)2] / (0,95 Uн)2 =
U2
=7,92P2R/0,9025 Uн2 = 8,776 (Р2 * R) / Uн2
Увеличение потерь составит 8,772/0,907 = 9,67, то есть в 9,67 раз. Потери от реактивной мощности в суммарных потерях составляют 89,7%. Увеличение потерь по сравнению с режимом тяги 9,67 / 2,21 = 4,4 раза. Так как соотношения активного электропотребления ЭПС в режимах тяги и рекуперации меняется, то увеличение потерь электроэнергии в тяговой сети в режиме рекуперации по сравнению с режимом тяги увеличивается 2 ÷ 4 раза.
Таблица. Потери активной мощности в сети при потреблении реактивной мощности в режимах тяги и рекуперации
Режим работы ЭПС |
, гр. эл. |
tg |
Pаа, % |
Pар, % |
Кратность увеличения потерь |
Напряжение |
Примечание |
Приём и передача активной энергии |
0 |
0 |
100 |
0 |
- |
1,05Uн |
Активная мощность - постоянная величина |
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 |
Pаа – активные потери мощности при передачи активной мощности;
Pар – активные потери мощности при передачи реактивной мощности;
Выводы: Нагрузочные потери активной мощности при передаче реактивной мощности по СТЭ от полных потерь для tg = 0,8 - 1,5 составляют 50-75%.
Увеличение потерь активной мощности требует дополнительных затрат энергоносителей на электростанциях, а в период наибольших нагрузок увеличения установленной мощности на электростанциях. Увеличение потерь активной мощности ухудшает технико-экономические показатели работы системы электроснабжения
Генерация (рекуперация) электрической энергии обеспечивает:
- значительный эффект экономии электрической энергии;
- повышение безопасности движения поездов появлением дополнительного электрического торможения наряду с пневматическим;
- экономия тормозных колодок.
Рекуперация электрической энергии – основное направление энергосбережения на электрифицированных железных дорогах переменного тока 25 кВ.
Рекуперативное торможение приводит и к отрицательным эффектам:
- увеличение износа рельсов из-за сосредоточения тормозных усилий на локомотиве;
- повышенное реактивное электропотребление увеличивает активные потери мощности в системе тягового электроснабжения, может потребовать оплаты за потребление реактивной электроэнергии выше экономического значения;
- появление при рекуперации повышенного уровня высших гармоник;
- дополнительные затраты на фильтрокомпенсирующие устройства.