Дипломная работа. диплом. На программе rastr произведен расчет и анализ результатов

• Название: На программе rastr произведен расчет и анализ результатов
• Анкор: Дипломная работа
• Дата: 12.02.2022
• Размер: 5.55 Mb.
• Имя файла: диплом.docx
• Тип: Диплом; #359851
• страница: 4 из 13

2.3 Расчет участка существующей сети

Произведем расчет участка существующей сети 6 кВ электрических сетей совхоза Алатау. Однолинейная схема рассматриваемого участка представлена на рисунке 2.2. Для анализа расчета электрических режимов в сетях с целью проверки загрузки элементов сетей, уточнения уровней напряжения на шинах подстанций и определения потерь рассчитаем нормальный, режим участка сети.



Рисунок 2.2 – Рассматриваемая схема сети

Расчет нормального режима сети данного варианта будем выполнять с помощью программы «RASTR».

Программа «RASTR» предназначена для проведения расчетов установившихся режимов электроэнергетических систем (ЭСС). Программа позволяет рассчитывать установившиеся режимы ЭСС, схемы замещения которых содержат общее число узлов N до 20, в том числе узлов Nг до 10, число ветвей Nв до 30, включая трансформаторные ветви. Комплекс программ RASTR предназначен для расчета и анализа установившихся режимов электрических систем на ПЭВМ IBМ PC и совместимых с нею. RASTR позволяет производить расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, так же предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными параметрами.

Расчет нормального режима сети. В результате расчета установившегося режима ЭЭС программа «RASTR» определяет: модули и фазы напряжений в узлах ЭЭС, активные и реактивные мощности генераторов и нагрузок в каждом узле, потери мощности и токи по концам каждой из ветвей (линии и трансформаторов) схемы замещения ЭЭС, суммарные потери активной мощности.

Для выполнения расчета необходимо рассчитать параметры линий и трансформаторов данного участка сети.

Рассчитаем параметры линий электропередачи и трансформаторов рассматриваемого региона.

Активное сопротивление линии (Ом) определяется как:

^{R  rO  L, (2.1)}

где L – длина линии, км, r₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км.

Реактивное сопротивление (Ом) определяется как:

X  x_O L, (2.2)

где х₀ – удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Проводимость определяется:

b_Л  ^{b0 l} . (2.3)

n

Все удельные величины r_0, х_0, b₀ определяются по справочникам в зависимости от марки провода. В таблице 2.2 приведены справочные данные проводов линий электропередачи данного участка сети.

Таблица 2.2 – Расчетные данные линий электропередачи рассматриваемого района

ЛЭП	Длина l, км	Число Цепей	Uном, Кв	Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0 10-6, См/км
РП-24 - ТП5056	0,25	1	6	АСБ-3*95	0,326	0,078	2,87
ТП5056– опора 1	0,13	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 1- ТП8554	0,05	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 1- Опора 2	0,13	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 1- Опора 33	1,03	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 33- ТП5935	0,15	1	6	АС-50	0,59	0,37	2,79
Опора33- Опора 36	0,13	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 36- ТП5903	0,02	1	6	АСБ-95	0,326	0,078	2,87
Опора 36- Опора 34	0,13	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 34- ТП8531	0,25	1	6	АС-3*95	0,326	0,078	2,87
Опора 34- Опора 35	0.5	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 35- ТП5979	0,04	1	6	АС-35	0,835	0,38	2,9
Опора 35- Опора 37	0,13	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 37- ТП9585	0,03	1	6	АС-35	0,835	0,38	2,9
Опора 37- Опора 38	0,5	1	6	А-50	0,588	0,369	2,79
Опора 38- ТП5963	0,01	1	6	АС-35	0,835	0,38	2,9

По формуле (2.1), (2.2) и (2.3) рассчитаем активное, реактивное сопротивление и проводимости для данных участков ЛЭП. Весь расчет сведем в таблицу 2.3.

Для выполнения уточненного расчета существующего режима необходимо знать расчетные данные трансформаторов, установленных в узлах нагрузки.

Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.3 – Параметры линий участков сети

Участок сети	Наименование ПС	Длина линии, L, км	Параметры Ом	R-jX,	В, 10-6 См/км
1-2	РП-24 - ТП5056	0,25	0,08+ j0,2		0,1
2-3	ТП5056– опора 1	0,13	0,08+ j0,05		0,4
3-31	Опора 1- ТП8554	0,05	0,03+ j0,02		0,1
3-4	Опора 1- Опора 2	0,13	0,08+ j0,05		0,4
4-5	Опора 1- Опора 33	1,03	0,6+ j0,38		2,9
5-51	Опора 33- ТП5935	0,15	0,8+ j0,02		0,4
5-6	Опора33- Опора 36	0,13	0,08+ j0,05		0,4
6-61	Опора 36- ТП5903	0,02	0,08+ j0,02		0,1
6-7	Опора 36- Опора 34	0,13	0,08+ j0,05		0,4
7-71	Опора 34- ТП8531	0,25	0,21+ j0,1		0,7
7-8	Опора 34- Опора 35	0.5	0,3+ j0,19		1,4
8-81	Опора 35- ТП5979	0,04	0,03+ j0,01		0,1
8-9	Опора 35- Опора 37	0,13	0,08+ j0,02		0,4
9-91	Опора 37- ТП9585	0,03	0,02+ j0,01		0,1
9-10	Опора 37- Опора 38	0,5	0,3+ j0,19		1,4
10-101	Опора 38- ТП5963	0,01	0,01+ j0,01		0,1

Таблица 2.4 – Каталожные данные трансформаторов

N узла, название ТП	Марка и количество трансформаторов	rт, Ом	xт, Ом
21, ТП5056 31, ТП8554 51, ТП5935 61, ТП5903 71, ТП8531 81, ТП5979 91, ТП9585 101, ТП5963	ТМН-400/6/0,4 ТМ-160/6/04 ТМ-63/6/0,4 ТМ-100/6/0,4 ТМН-400/6/04 ТМ-25/6/0,4 ТМ-25/6/0,4 ТМ-25/6/0,4	3,7 4,35 13,3 8,18 3,7 39,6 39,6 39,6	10,6 10,2 23,2 14,7 10,6 64 64 64

Составим расчетную схему замещения для рассматриваемого участка сети. Расчитаем нормальный режим существующих сетей. Результаты расчета представлены на рисунках 2.4 – 2.7.



Рисунок 2.4 – Полученные расчетные значения «Узлы»



Рисунок 2.5 – Полученные расчетные значения «Ветви»



Рисунок 2.6 – Полученные расчетные значения «Потери»

Как показывают расчеты, все элементы сети загружены нормально, потери в ЛЭП составляют 0,03 МВт, в трансформаторах 0,13 МВт. Отклонения напряжения в узловых точках сети соответствуют допустимым значениям, т.е. не превышают ±5 %.



Рисунок 2.7 – Схема замещения участка в нормальном режиме работы