Программа предназначена для расчета токов короткого замыкания, неполнофазных и доаварийных режимов в сетях любого класса напряжения с учетом нагрузки и групп соединения силовых трансформаторов. Находящиеся в эксплуатации программы расчета токов короткого замыкания (ТКЗ) в сложных электрических сетях, как правило, ориентированы на методики, принятые при проектировании электрических сетей энергосистем, и не позволяют учесть нагрузочный доаварийный режим и группы соединения обмоток силовых трансформаторов, необходимые для анализа ТКЗ и выбора уставок некоторых типов релейной защиты.

• Программа Расчета Режима Электрической Сети
• Программа Расчета Электрических Сетей
• Западные Электрические Сети

Особые неудобства имеют место при расчете ТКЗ в случае повреждения за маломощными силовыми трансформаторами, когда токи замыкания на стороне высшего напряжения сравнимы с токами нагрузки. В связи с этим разработана программа РТКЗ-2.0, позволяющая выполнять на ПЭВМ расчеты нормальных и аварийных режимов при множественной одновременной продольно-поперченой несимметрии для схем электрической сети высокой размерности. В настоящее время выполнены практические расчеты для схем замещения, содержащих до 1600 узлов. Принципиальными особенностями данной программы являются следующие:. расчету аварийных режимов предшествует расчет доаварийного установившегося режима с заданными значениями мощностей в узлах с определением расчетных значений модулей и фаз ЭДС источников;. при расчете аварийных режимов ведется учет токов в нагрузке;. учитываются группы соединений обмоток трансформаторов.

Система IndorElectra предназначена для моделирования режимов электрических систем и сетей. Данный компонент необходим для службы режимов, диспетчерской службы, службы РЗиА. IndorElectra выполняет расчёты как для разомкнутых схем, так и для сложнозамкнутых. Расчет нагрузок по РТМ 36.18.32.4-92 (программа) Определение условной трехфазной мощности, создаваемой в трехфазной сети однофазными ЭП Программа позволяет выполнить расчет электрических нагрузок по РТМ 36.18.32.4-92. 5 Расчет необходимого количества светильников при заданной. Комплекс программ РТП 3 предназначен для расчета режимных параметров, технических потерь мощности и электроэнергии, нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38-220 кВ, расчета допустимых и фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии.

Выполнение расчета по программе включает два основных этапа. На первом этапе в соответствии с заданными схемой замещения прямой последовательности, мощностями нагрузки и генерации в узлах, модулями напряжений в опорных узлах с заданным модулем напряжения выполняется расчет установившегося режима. При этом решается система нелинейных уравнений узловых напряжений в форме баланса мощностей. Нагрузки моделируются постоянными значениями активных и реактивных мощностей. Возможен учет статических характеристик мощности по напряжению. На втором этапе выполняется расчет токораспределения для заданного вида и места повреждения.

Программа Расчета Режима Электрической Сети

В качестве основного расчетного метода принят известный метод симметричных составляющих. На этапе расчета аварийных режимов нагрузка в схеме замещения прямой последовательности моделируется двумя составляющими: постоянной проводимостью и ЭДС нагрузки, определенными за сопротивлениями исходя из заданного значения доли асинхронных двигателей (АД) в общей нагрузке. В схеме обратной последовательности нагрузка учитывается сопротивлением, величина которого зависит от доли АД в общей нагрузке.

Синхронные генераторы и компенсаторы, эквивалентные сопротивления смежных энергосистем, обобщенные синхронные двигатели в узлах моделируются специальной ветвью, подключенной к узлу, как правило, опорному, с заданным модулем напряжения. Для этих ветвей необходимо задать сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности (для эквивалентных сопротивлений энергосистем). Значения ЭДС, приложенных в конце таких ветвей, определяются из расчета установившегося режима по значениям активной и реактивной мощности генерации в узле.

После выполнения расчета аварийного режима получают комплексные значения фазных токов нагрузки и напряжений в узлах, токов в начале и конце каждой ветви. Данные выводятся для прямой и обратной последовательности по фазам А, В, С, а также Zреле для удобства выбора уставок дистанционных защит. Все аргументы комплексных величин определяются в единой системе координат относительно напряжения в базисно-балансирующем узле в исходном доаварийном режиме. Также выводятся активные и реактивные составляющие токов нагрузки и ветвей, определенные относительно напряжений сопряженных ветвям узлов.

Программа Расчета Электрических Сетей

Назначением расчетов режимов электрических сетей являются: выбор схемы и параметров сети, в т. Определение загрузки элементов сети и соответствия их пропускной способности ожидаемым потокам мощности, а также выбор сечений проводов и мощностей трансформаторов; выбор средств регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности и оптимизации потокораспредсления; выявление тенденций изменения потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях и разработка мероприятий по их ограничению; разработка мероприятий по обеспечению устойчивости электроэнергетической системы (ОЭС). Для указанных целей в схемах развития энергосистем и электрических сетей выполняются расчеты: установившихся режимов работы: статической устойчивости (для системообразующей сети ОЭС); динамической устойчивости (в схемах выдачи мощности электростанций); токов КЗ. Расчеты выполняются с использованием вычислительной техники и соответствующих программ для ЭВМ. Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости выполняются на основной расчетный срок (5—10 лет), а при необходимости для решения отдельных вопросов развития сети, также на промежуточные и перспективные этапы. Расчеты токов КЗ выполняются на перспективу 10 лет, а при необходимости — на промежуточный период.

Западные Электрические Сети

В схемах развития ОЭС для узловых пунктов системообразующей сети дается также оценка токов КЗ на перспективу 15 лет. Выбор схемы и параметров основных электрических сетей энергосистем производится: по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах; по расчетным максимальным потокам мощности, которые характеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанций. Планируемые потоки мощности между ОЭС обусловлены: совмещен нем максимумов нагрузок рассматриваемых частей энергосистем; экономической эффективностью передачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части энергосистемы в другую или целесообразно использования энергии и мощности крупных ГЭС, расположенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки другой ОЭС; несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на электростанциях росту максимума нагрузки, ОЭС. Для обеспечения функционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способности на дальние расстояния и предотвращения возможного развития аварий при их отключении приняты максимально допустимые значении относительных дефицитов мощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят от мощности нагрузки в приемных частях Единой энергосистемы. В соответствии с требованиями по предотвращению каскадного развития аварий принято, что относительный дефицит мощности в приемных ОЭС не должен превышать 5-10% от их максимальной нагрузки.

Для каждого предлагаемого к сооружению электросетевого объекта выполняется обоснование технико-экономической эффективности. Процесс технико-экономического обоснования электросетевых объектов характеризуется следующими основными этапами: определение технической необходимости сооружения; выбор технических решений; оценка экономической эффективности отобранных решений. Пропускная способность системообразующих связей ЕЭС России в сечениях между ОЭС определяется по расчетным максимальным перетоками мощности, которые обусловлены планируемыми перетоками мощности между ОЭС и перетоками взаиморезервирования. Перетоки взаиморезервирования обусловлены сокращением расчетного оперативного резерва энергосистем (ОЭС) при их совместной работе в ЕЭС России.

Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС не должна быть меньше величины, принимаемой процентом от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС России согласно табл.