Расчёт электрических сетей железных дорог (стр. 3 из 4)
Потери в линиях электропередач
U ном U ср. активные % реактивные % генер. в ЛЭП % корона %
21.0 10.6 133.83 100.0 64.41 100.0 .01 100.0 .00 .0
-------- ----- -------- ----- -------- -----
Итого: 133.828 100.0 64.414 100.0 .000 .0
Аварийный режим
CDO-6.0 / (27.02.04)
Дата: 2008:03:18
Время расчета: 10:21:52
Для задания коэффициентов трансформации используется полярная система координат
*ЧСЕТЬ * Основные данные
---------- Bремя:10:22:11.37
(И): Перфорация данных о сети =ANNAA2 = в кодировке C Э И
(И): B файл записано 9 п/к.
*ПЧСЕТЬ * Просмотр основных данных
---------- Bремя:10:32:50.21
*ЧСЕТЬ * Основные данные
---------- Bремя:10:42:15.01
Считаны данные: ANNAA ( )
*ПЧСЕТЬ * Просмотр основных данных
---------- Bремя:10:42:24.12
(И): Перфорация данных о сети =ANNAA = в кодировке C Э И
(И): B файл записано 9 п/к.
Для задания коэффициентов трансформации используется прямоугольная система координат
*СРЖМ * Расчет установившегося режима
---------- Bремя:10:43:08.94
(B): В узле 8 задан источник реак.мощности без пределов регулирования
Oбобщенные данные по схеме ANNAA3
-----------------------------------
узлов- 8 ветвей- 10
генераторов- 1 трансформаторов- 0
из них синхр. компенсаторов- 1 из них с регулированием- 0
узлов с нагрузкой- 7 тр-ов с поперечным рег.- 0
узлов со с.х.н.- 0 ветвей с фикс. P- 0
узлов с шунтами- 0 параллельных ветвей- 0
из них управляемых- 0 перетоков сальдо- 0
узлов с пределами- 0 ветвей с пределами- 0
контр. параметров по узлам- 0 контр. параметров по ветвям- 0
узлов с стк- 0 отключенных ветвей- 0
Температура: 20 град.
Частота системы 1 = 50.00 гц
Суммарная нагрузка по Р: 3800. кВт по Q: 1600. кВАр
Суммарная генерация по Р: 0. кВт по Q: 0. кВАр
Номера балансирующих узлов по:
P: 8
Q: 8
Итерация Pнб max( узел) Qнб max ( узел) шаг якобиан ннэ
0 P-D 700.000( 5) 298.083( 1) .100E+01 .659*E 78 54
1 PQ 682.946( 5) 333.591( 1) .244E-01 .659*E 78 54
2 PQ 5.134( 7) 1.841( 6) .102E+01 .659*E 78 54
3 PQ .524( 7) .262( 3) .935E+00 .659*E 78 54
4 PQ .134( 3) .087( 3) .125E+01 .659*E 78 54
5 PQ .089( 5) .044( 5) .832E+00 .360*E 78 59
(П): Pежим не рассчитан. Деформация уравнений не обеспечивает сходимость
*ПЧРЖМ * Просмотр результатов расчета
---------- Bремя:10:43:54.92
Информация об узлах схема: ANNAA3
У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб
И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр
1 19.480 -.067 700.0 300.0 - - - - - -
2 19.468 -.067 500.0 200.0 - - - - - -
3 19.500 -.059 500.0 300.0 - - - - - -
4 19.513 -.062 300.0 100.0 - - - - - -
5 19.562 -.057 700.0 300.0 - - - - - -
6 19.733 -.047 600.0 200.0 - - - - - -
7 19.754 -.034 500.0 200.0 - - - - - -
8 20.000 - - - 3881.1 1619.5 - - - -
------- ------- ------- ------- ------- -------
3800.0 1600.0 3881.1 1619.5 .0 .0
Информация о ветвях схема: ANNAA3
Ветвь Pij Qij Pji Qji дP корона дQ Iл Kзагр Qг
I J кВт кВАр кВт кВАр кВт кВт кВАр А кВАр
1- 2 110.3 50.9 -110.2 -52.7 .07 - .03 3.6 - 1.9
1- 5 -810.3 -350.9 813.7 350.7 3.36 - 1.62 26.2 - 1.8
2- 3 -389.8 -147.3 390.4 146.1 .62 - .30 12.4 - 1.5
3- 4 -212.8 -127.0 212.9 126.1 .15 - .07 7.3 - 1.0
3- 5 -677.6 -319.1 679.7 318.5 2.15 - 1.03 22.2 - 1.6
4- 5 -512.9 -226.1 514.2 225.0 1.28 - .61 16.6 - 1.7
5- 6 -1003.7 -458.8 1012.3 460.0 8.68 - 4.18 32.6 - 3.0
5- 7 -1704.0 -735.5 1720.4 741.3 16.37 - 7.88 54.8 - 2.0
6- 8 -1612.3 -660.0 1633.6 667.2 21.27 - 10.24 51.0 - 3.1
7- 8 -2220.4 -941.4 2247.5 952.4 27.12 - 13.05 70.6 - 2.0
-------- ------ -------- --------
81.06 .00 39.02 19.5
Tаблица распределения потерь в схеме: ANNAA3
Cуммарные мощности : активн. реактивн.
H а г р у з к а 3800.0 1600.0
Г е н е р а ц и я 3881.1 1619.5
Генерация ЛЭП 19.5
П о т е р и в:
Ш у н т а х .0 .0
из них в БСК .0
СК .0
Л Э П 81.1 39.0
на корону по g .0
На корону по хар-ке .0
Трансформаторах .0 .0
в шунтах .0 .0
Суммарные потери 81.1 39.0
Потери в линиях электропередач
U ном U ср. активные % реактивные % генер. в ЛЭП % корона %
21.0 19.6 81.06 100.0 39.02 100.0 19.48 100.0 .00 .0
-------- ----- -------- ----- -------- -----
Итого: 81.1 100.0 39.0 100.0 .0 .0
Часть 2
Определение токов обмоток тяговых трансформаторов в системе электроснабжения переменного тока 25кВ
Цель: доказательство, что однофазная тяговая нагрузка порождает несимметрию токов в обмотках тяговых трансформаторов. Обмотка высокого напряжения 110кВ двухобмоточного трансформатора соединена звездой, а обмотка 25кВ соединена треугольником.
По заданным тяговым токам определить:
1. Токи в обмотках низкого напряжения тягового трансформатора.
2. Токи в обмотках низкого напряжения трансформатора, приведённые к высокой стороне.
3. Токи в обмотках высокого напряжения тягового трансформатора.
4. На векторной диаграмме токи на высокой стороне трансформатора, полученные как геометрическая сумма тяговых токов, приведённых к высокой стороне трансформатора.
5. Определить токи прямой и обратной последовательности нагрузки трёхфазной линии высокого напряжения.
6. Построить на векторной диаграмме токи прямой и обратной последовательности.
Исходные данные для определения токов обмоток тяговых трансформаторов по тяговым токам:
Вариант №14
Модуль тока левого плеча подстанции 142 А
Модуль тока правого плеча подстанции 107 А
Фаза тока левого плеча подстанции 27 град
Фаза тока правого плеча подстанции 28 град
Расчет ведем для всех типов подстанции
Результаты:
тип подстанции 1
токti2= (94.487830,-50.210050)tti2 107.000000
токti1= (7.540856,-141.799600)tti1 142.000000
iba(28.982320,30.529860)icb(36.523180,-111.269800)iac
(-65.505510,80.739910)
ia= (28.331130,-34.920010)ib= (-12.534860,-13.204170)ic=
(-15.796280,48.124180)
i1= (31.869530,-16.518520)mi1= 35.896080
i2 (-3.538402,-18.401500)mi2= 18.738610
kns= (1.483849E-01,-5.004905E-01)mkns= 5.220238E-01
тип подстанции 2
токti1= (126.538300,-64.436420)tti1 142.000000
токti2= (90.757190,56.675670)tti2 107.000000
iab= (-114.611300,24.065730)ibc= (102.684200,16.304970)ica=
(11.927040,-40.370700)
ia= (49.569380,-10.408430)ib= (-44.410930,-7.051899)ic=
(-5.158446,17.460330)
i1= (31.860760,-16.535430)mi1= 35.896080
i2 (17.708620,6.127002)mi2= 18.738610
kns= (3.592451E-01,3.787503E-01)mkns= 5.220238E-01
тип подстанции 3
токti2= (-3.647203,106.937800)tti2 107.000000
токti1= (119.113800,77.303970)tti1 142.000000
iba(78.193460,87.181920)icb(-37.273130,-97.059870)ica
(-40.920330,9.877950)
ia= (17.698040,-4.272213)ib= (-33.818670,-37.706180)ic=
(16.120630,41.978390)
i1= (31.851980,-16.552340)mi1= 35.896080
i2 (-14.153930,12.280130)mi2= 18.738610
kns= (-5.076299E-01,1.217401E-01)mkns= 5.220237E-01
Часть 3
Определение собственных и взаимных сопротивлений и падения напряжения в линии ДПР
Подключение линии ДПР к тяг. подстанции 1-го типа.
- длина линии ДПР 
Исходные данные:
Вариант №14
1. Направление линии ДПР совпадает с правым тяговым током
2. Длина линии ДПР: 26 км
3. Тип тяговой подстанции, от которой получает питание линия ДПР: 2
4. Число путей: 2
5. Тип проводов линии ДПР: АС-50
6. Тип рельсов: Р-65
7. Модуль тягового тока: 163 А
8. Фаза тягового тока: 28 град
9. Модуль тока ДПР: 43 А
10. Фаза тока ДПР: 27град
11. Глубина возврата тока в земле: 1300 м
Результаты расчёта
тип участка 2
активное сопротивление провода линии дпр Rpr= 6.500000E-01
глубина возврата тока в земле Dek= 1300.000000
радиус провода rp 4.800000E-03
расстояние провода линии дпр от экв.рельса 11.223750
внутреннее индуктивное сопротивление рельса 1.500000E-01
активное сопротивление рельса 2.000000E-01
активное сопротивление рельса 6.746110E-01
расстояние между проводами линии дпр 18.300000
расстояние между контактным проводом и пров дпр 7.100000
расстояние между тяговым проводом и рельсом 6.400000
сопротивление провод линии дпр-земля zfz= (7.000000E-01,8.037418E-01)
сопротивление провод линии дпр-рельс zfr= (5.000000E-02,2.992518E-01)
сопротивление контактный провод рельс ztr= (5.000000E-02,3.346257E-01)
сопротивление рельс-земля zrz= (1.500000E-01,5.513090E-01)
сопротивление вз инд между фазами лин дпр zdd=
(5.000000E-02,2.684664E-01)
сопротивление вз инд между фазой дпр и конт пр ztd
(5.000000E-02,3.280893E-01)
полное сопротивление фазы линии дпр zf (6.894613E-01,6.429745E-01)
полное сопротивление вз инд 2 фаз линии дпр zff
(3.946128E-02,1.076991E-01)
полное сопротивление вз инд фаза дпр-конт пр ztf=
(4.133837E-02,1.486318E-01)
a2= (-5.000000E-01,-8.660254E-01)
a= (-5.000000E-01,8.660254E-01)
длина линии дпр 26.000000
тяговый токti2= (81.500000,140.995000)
ток дпр dpri= (37.195000,-21.500000)
duab= (448.633400,747.024500)
ducb= (-1076.715000,1319.087000)
du1= (770.244600,1124.663000)du2= (-321.611200,-377.638700)
-321.611200 -377.638700du2m= 496.029000
aknc= 1.984116
Часть 4
Расчет заданной электрической сети 110/10/0.38 кВ
Задание: необходимо определение цены электроэнергии в нагрузочных узлах, переданной из генераторных узлов
Последовательность выполнения расчетов состоит в следующем:
1.Для заданной преподавателем схемы и параметров электрической сети с помощью программы СДО-6 производятся расчеты потокораспределений активной и реактивной мощности. Такие расчеты выполняются для исходного режима, режима, оптимального по потерям активной мощности или режима оптимального по затратам на производство электрической энергии.
2.Для каждого из режимов с использованием реализованного в СДО-6 метода адресности требуется построить двудольный граф, узлы одного цвета которого соответствуют нагрузочным узлам, а другого цвета – генераторным узлам. Объединить связями нагрузочные узлы с теми генераторными узлами, из которых нагрузочные узлы получают электроэнергию. Над каждой связью подписать значения электроэнергии, переданной из генераторного узла в нагрузочный узел и электроэнергии, полученной нагрузочным узлом из генераторного. Подписать возле каждого нагрузочного узла значения разности между переданной в нагрузочный узел электроэнергии и полученной им электроэнергией, равное потере электроэнергии при ее передаче из генераторных узлов в нагрузочные узлы.
3.Используя заданные преподавателем цены производства электроэнергии в генераторных узлах рассчитать и свести в таблицу цены на электроэнергию в нагрузочных узлах до и после оптимизации.
Схема электроэнергетической системы
Варианты нагрузок узлов расчетной схемы электрической сети
| Номерварианта | (1)  (2)  | Номера узлов | |||
| 4 | 6 | 100 | 202 | ||
| 1 | 1 | 1150 | 1270 | 2450 | 650 |
| 2 | 70 | 670 | 770 | 350 | |
Варианты цены электроэнергии в генераторных узлах для схемы.(у.е..кВт ч)