Энергиямен қамтамасыз ету және автоматтандыру
Kipicne
1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы
2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу
2.1 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді
2.2 35/10 кВ қс есептік жүктемені анықтау
2.3 Кернеуі 35/10 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау
2.4 35 кВ коректендірущі торапты есептеу
2.5 Қоректендіруші трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау
2.6 10 кВ торапты есептеу жолдары
2.7 Тораптағы кернеудің ауытқу кестесін құру
2.8 Асинхронды қысқа тұйықталған электр қозғалтқышын
іске қосқанда 38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру
2.9 35/10 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау
2.10 Электрмен жабдьқтаудьң сенімділігін қамтамасыз ету
3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.1 Тораптың орын ауыстыру сұлбасы
3.2 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (максималдық режим)
3.3 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (минималдық режим)
3.4 Бір фазалық қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.5 Оқшауланған бейтарапты 35және 10 кВ тораптарында бірфазалық жерге
тұйықтау тоқтарын есептеу
4. ҚС жабдығын таңдау және оны қысқа тұйьқтау тоқтарыньң заңды әсеріне
тексеру
4.1 АТҚ.35кВ жабдығын таңдау
4.2 ТҚ.10Кв жабдығын таңдау
5. Релелік корғаныс
5.1 Жоғарғы жағынан 10/0,4 кВ трансформаторлық подстанциясын қорғау
5.2 АЖ.10 кВ қорғау
5.3 10 кВ кірменің максималдық тоқ қорғанысы
5.4 Кернеуі 35/10кВ күштік трансформаторын қорғау
5.5 Күштік трансформаторды асқын жүктемеден қорғау
5.6 Трансформатордың дифференциалдық қорғанысы
5.7 Трансформатордың газ қорғанысы
6. Ауа желісі қабілетін көтеру мәселелері
7. Еңбекті қорғау
7.1 Енбекті қорғаудың жалпы мәселелері
7.2 Жерлендіруші қондырғыны есептеу
7.3 ҚС.ны найзағайдың тікелей суығынан қорғау
8. Азаматтық қорғаныс
9. Бизнестік жоспар
10. Жобаның техникалық.экономикалық көрсеткіштері
11. Қорытынды
12.Пайдаланылған эдебиеттің тізімі
1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы
2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу
2.1 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді
2.2 35/10 кВ қс есептік жүктемені анықтау
2.3 Кернеуі 35/10 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау
2.4 35 кВ коректендірущі торапты есептеу
2.5 Қоректендіруші трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау
2.6 10 кВ торапты есептеу жолдары
2.7 Тораптағы кернеудің ауытқу кестесін құру
2.8 Асинхронды қысқа тұйықталған электр қозғалтқышын
іске қосқанда 38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру
2.9 35/10 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау
2.10 Электрмен жабдьқтаудьң сенімділігін қамтамасыз ету
3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.1 Тораптың орын ауыстыру сұлбасы
3.2 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (максималдық режим)
3.3 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (минималдық режим)
3.4 Бір фазалық қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.5 Оқшауланған бейтарапты 35және 10 кВ тораптарында бірфазалық жерге
тұйықтау тоқтарын есептеу
4. ҚС жабдығын таңдау және оны қысқа тұйьқтау тоқтарыньң заңды әсеріне
тексеру
4.1 АТҚ.35кВ жабдығын таңдау
4.2 ТҚ.10Кв жабдығын таңдау
5. Релелік корғаныс
5.1 Жоғарғы жағынан 10/0,4 кВ трансформаторлық подстанциясын қорғау
5.2 АЖ.10 кВ қорғау
5.3 10 кВ кірменің максималдық тоқ қорғанысы
5.4 Кернеуі 35/10кВ күштік трансформаторын қорғау
5.5 Күштік трансформаторды асқын жүктемеден қорғау
5.6 Трансформатордың дифференциалдық қорғанысы
5.7 Трансформатордың газ қорғанысы
6. Ауа желісі қабілетін көтеру мәселелері
7. Еңбекті қорғау
7.1 Енбекті қорғаудың жалпы мәселелері
7.2 Жерлендіруші қондырғыны есептеу
7.3 ҚС.ны найзағайдың тікелей суығынан қорғау
8. Азаматтық қорғаныс
9. Бизнестік жоспар
10. Жобаның техникалық.экономикалық көрсеткіштері
11. Қорытынды
12.Пайдаланылған эдебиеттің тізімі
Соңғы жылдары кіші және орта кәсіпорындардың саны және электр
жүктемесі өсіуне байланысты, электрмен жабдықтаудың сенімділігіне қойылатын талаптардың деңгейі өсті.
Осыған байланысты, кәзіргі уақытта трансформаторлық қосалқы
станциялардың көбісі қажетті электр қуатын өткізе алмайды және олардың беріп жатқан электр энергиясының сапасы заманның талабына сай емес.
Жоғарыда айтылғанға байланысты бұл дипломдық жобада Алматы
облысы Еңбекші қаақ ауданының қыстағының 35/10 кВ
трансформаторлық қосалқы станциясын (ҚС) кеңейту мәселелерін
қарастырып электрмен жабдықтау сенімділігін көтеру мәселесі қойылған.
Ұсынылып отырған жобаның тақырыбы «Энергиямен қамтамасыз
ету және автоматтандыру» кафедрасында қарастырылып жобалауға
ұсынылған.
Диплом жұмысын орындау үшін диплом практикасында жинаған
материалдар, сұлбалар, кұрылғылардың сипаттамалары мен параметрлері және басқада керек ақпараттар пайдаланылған.
Дипломның құрылымын жасаған кезде ауылшаруашылығын электрмен
жабдықтау бойынша дипломдық жобаны орындауға арналған бірнеше жоғарғы оқу орындарының әдістемелік ұсыныстары қолданылған.
Жобаның тақырыбы қазіргі талаптарға сай,мүмкіндігінше ауыл шаруашылығының көкейтесті проблемаларын шешуге бағытталған.
Дипломдық жобада 35/10 кВ трансформаторлық қосалқы станциясының кеңейтілуіне байланысты дипломның негізгі бөліктері электр жүктемесінің есебіне,кернеудің ауытқуын табуға, трансформатордың типін таңдауға, қысқатұйықталу тогының есебін шығаруға, электр қондырғыларын таңдауға және релелік сұлбаларды құрастыруға арналған.
Дипломдық жобаның міндетті бөлігі болып табылатын - арнаулы мәселе және экономикалық есептер жасалған, еңбекті, азаматтық қорғау және
электр жабдығьш эксплуатациялаудың қауіпсіздіқ жолдары көрсетілген.
Дипломның соңында пайдаланған әдебиеттің тізімі келтірілген.
жүктемесі өсіуне байланысты, электрмен жабдықтаудың сенімділігіне қойылатын талаптардың деңгейі өсті.
Осыған байланысты, кәзіргі уақытта трансформаторлық қосалқы
станциялардың көбісі қажетті электр қуатын өткізе алмайды және олардың беріп жатқан электр энергиясының сапасы заманның талабына сай емес.
Жоғарыда айтылғанға байланысты бұл дипломдық жобада Алматы
облысы Еңбекші қаақ ауданының қыстағының 35/10 кВ
трансформаторлық қосалқы станциясын (ҚС) кеңейту мәселелерін
қарастырып электрмен жабдықтау сенімділігін көтеру мәселесі қойылған.
Ұсынылып отырған жобаның тақырыбы «Энергиямен қамтамасыз
ету және автоматтандыру» кафедрасында қарастырылып жобалауға
ұсынылған.
Диплом жұмысын орындау үшін диплом практикасында жинаған
материалдар, сұлбалар, кұрылғылардың сипаттамалары мен параметрлері және басқада керек ақпараттар пайдаланылған.
Дипломның құрылымын жасаған кезде ауылшаруашылығын электрмен
жабдықтау бойынша дипломдық жобаны орындауға арналған бірнеше жоғарғы оқу орындарының әдістемелік ұсыныстары қолданылған.
Жобаның тақырыбы қазіргі талаптарға сай,мүмкіндігінше ауыл шаруашылығының көкейтесті проблемаларын шешуге бағытталған.
Дипломдық жобада 35/10 кВ трансформаторлық қосалқы станциясының кеңейтілуіне байланысты дипломның негізгі бөліктері электр жүктемесінің есебіне,кернеудің ауытқуын табуға, трансформатордың типін таңдауға, қысқатұйықталу тогының есебін шығаруға, электр қондырғыларын таңдауға және релелік сұлбаларды құрастыруға арналған.
Дипломдық жобаның міндетті бөлігі болып табылатын - арнаулы мәселе және экономикалық есептер жасалған, еңбекті, азаматтық қорғау және
электр жабдығьш эксплуатациялаудың қауіпсіздіқ жолдары көрсетілген.
Дипломның соңында пайдаланған әдебиеттің тізімі келтірілген.
Мазмұны
Бет Kipicne
1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы
2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу
2.1 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді
2.2 3510 кВ қс есептік жүктемені анықтау
2.3 Кернеуі 3510 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау
2.4 35 кВ коректендірущі торапты есептеу
2.5 Қоректендіруші трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау
2.6 10 кВ торапты есептеу жолдары
2.7 Тораптағы кернеудің ауытқу кестесін құру
2.8 Асинхронды қысқа тұйықталған электр қозғалтқышын
іске қосқанда 38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру
2.9 3510 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау
2.10 Электрмен жабдьқтаудьң сенімділігін қамтамасыз ету
3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.1 Тораптың орын ауыстыру сұлбасы
3.2 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (максималдық режим)
3.3 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (минималдық режим)
3.4 Бір фазалық қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.5 Оқшауланған бейтарапты 35және 10 кВ тораптарында бірфазалық жерге
тұйықтау тоқтарын есептеу
4. ҚС жабдығын таңдау және оны қысқа тұйьқтау тоқтарыньң заңды әсеріне
тексеру
4.1 АТҚ-35кВ жабдығын таңдау
4.2 ТҚ-10Кв жабдығын таңдау
5. Релелік корғаныс
5.1 Жоғарғы жағынан 100,4 кВ трансформаторлық подстанциясын қорғау
5.2 АЖ-10 кВ қорғау
5.3 10 кВ кірменің максималдық тоқ қорғанысы
5.4 Кернеуі 3510кВ күштік трансформаторын қорғау
5.5 Күштік трансформаторды асқын жүктемеден қорғау
5.6 Трансформатордың дифференциалдық қорғанысы
5.7 Трансформатордың газ қорғанысы
6. Ауа желісі қабілетін көтеру мәселелері
7. Еңбекті қорғау
7.1 Енбекті қорғаудың жалпы мәселелері
7.2 Жерлендіруші қондырғыны есептеу
7.3 ҚС-ны найзағайдың тікелей суығынан қорғау
8. Азаматтық қорғаныс
9. Бизнестік жоспар
10. Жобаның техникалық-экономикалық көрсеткіштері
11. Қорытынды
12.Пайдаланылған эдебиеттің тізімі
Кіріспе
Соңғы жылдары кіші және орта кәсіпорындардың саны және электр
жүктемесі өсіуне байланысты, электрмен жабдықтаудың сенімділігіне қойылатын
талаптардың деңгейі өсті.
Осыған байланысты, кәзіргі уақытта трансформаторлық қосалқы
станциялардың көбісі қажетті электр қуатын өткізе алмайды және олардың
беріп жатқан электр энергиясының сапасы заманның талабына сай емес.
Жоғарыда айтылғанға байланысты бұл дипломдық жобада Алматы
облысы Еңбекші қаақ ауданының қыстағының 3510 кВ
трансформаторлық қосалқы станциясын (ҚС) кеңейту мәселелерін
қарастырып электрмен жабдықтау сенімділігін көтеру мәселесі қойылған.
Ұсынылып отырған жобаның тақырыбы Энергиямен қамтамасыз
ету және автоматтандыру кафедрасында қарастырылып жобалауға
ұсынылған.
Диплом жұмысын орындау үшін диплом практикасында жинаған
материалдар, сұлбалар, кұрылғылардың сипаттамалары мен параметрлері және
басқада керек ақпараттар пайдаланылған.
Дипломның құрылымын жасаған кезде ауылшаруашылығын электрмен
жабдықтау бойынша дипломдық жобаны орындауға арналған бірнеше жоғарғы оқу
орындарының әдістемелік ұсыныстары қолданылған.
Жобаның тақырыбы қазіргі талаптарға сай,мүмкіндігінше ауыл
шаруашылығының көкейтесті проблемаларын шешуге бағытталған.
Дипломдық жобада 3510 кВ трансформаторлық қосалқы станциясының
кеңейтілуіне байланысты дипломның негізгі бөліктері электр жүктемесінің
есебіне,кернеудің ауытқуын табуға, трансформатордың типін таңдауға,
қысқатұйықталу тогының есебін шығаруға, электр қондырғыларын таңдауға және
релелік сұлбаларды құрастыруға арналған.
Дипломдық жобаның міндетті бөлігі болып табылатын - арнаулы мәселе
және экономикалық есептер жасалған, еңбекті, азаматтық қорғау және
электр жабдығьш эксплуатациялаудың қауіпсіздіқ жолдары көрсетілген.
Дипломның соңында пайдаланған әдебиеттің тізімі келтірілген.
1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы
3510 кВ Евгеньевка қосалқы станция Есік қаласынан 30 км жерде
орнатылған. Бұл ауданда ауа- райының температурасы орташа : жазда +35° С,
қыста - 6 ° С. Рельефі таулы. Жылына найзағайлы күндер шамасы 18-ге
тең. Қысқы және күзгі уақыттарда дауылды желдермен көк мұз пайда
болады. Көк мұздың орташа қалыңдығы в =4,5 мм, ал желдің күзгі орташа
жылдамдығы υ =19мсек.Евгеньевка елді мекенін электрмен
жабдықтауының жұмыс істеп тұрған сұлбасы 3510 кВ қосалқы станциясынан
қоректенеді. Қосалқы станцияда 2500 кВА номиналдық куаты бар бір
трансформатор орнатылған.
Қосалқы станциядан кернеуі 10 кВ ф-1,ф-2,ф-3,ф-4 ауа желілері шығады.
Евгеньевка елді мекені зфидерден қоректенеді, 10 кВ ауа желісінің үзақтығы
l=6,3км. Желіден қосынды орнатылған қуаты 1064 кВА қуаты бар 10ТП-100,4 кВ
қоректенеді. Евгеньевка елді мекенінің электрмен жабдықтау сұлбасы төменде
көрсетілген.
2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын
Жобаланатын қосалқы станцияны қоректендіретін 35 кВ желі біртізбекті
сақиналы. Желінің ұзақтығы 54.3км. Желі АС-95 сымымен темірбетон
тіректерінде жасалған.
Жұмыс атқарып тұрған электрмен жабдықтау сұлбасының кемшіліктері болып
табылады:
• жұмыс істеп тұрған қосалқы станция сенімділікті көтеру құралдары
жоқтығына және қосалқы станцияда бір трансформатордың болуына байланысты
тұтынушылардың электрмен жабдықтаудың тиісті сенімділігін қамтамасыз ете
алмайды;
• өткен ғасырдың екінші жартысында салынған кернеуі 10 кВ таратушы
тораптар мен 35 кВ қоректендіруші тораптың өткізетін қабілеті жеткіліксіз
және кірмеде кернеудің нормативтік ауытқуын қамтамасыз етпейді.
Осы аталған кемшіліктерге байланысты бұл жобада сенімділікті
көтеру және тұтынушылардың кірмесінде кернеудің сапалы деңгейін
қамтамасыз ету мәселелері қарастырылады:
-10 кВ ауа желісінің кейбір айландарында жэне 100,4 кВ ТП-да
сымдарды аумастыру;
• Жобаланатын қосалқы станцияданда кернеуі 3510 кВ екінші
қосымша күштік трансформаторды орнату;
• кернеуі 10 және 0,4 кВ таратушы тораптарындаш сенімділікті және
электр энергиясының сапасын көтеру құралдарын орнату.
2.Таратушы 10 кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу
2.1. 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді есептеу Есептік
мерзімнің соңында 100,38 кВ жұмыс істеп тұрған қосалқы
станциялардың есептік жүктемелері келесі өрнекпен анықталады [1]:
Sр=Sизм ·кр
мұнда Sизм - тораптағы жүктеме, кВА;
кр - жүктеменің өсу коэффициент!.
Жүктеменің өсу коэффициентін (кр) жұмыс істеп түрған ТП үшін есептік
мерзімнің соңында жүктеменің түрлеріне байланысты [1,2 ] сәйкес қабылдайды:
• коммуналдық-тұрмыстық - 1,3;
• өндірістік - 1,4;
• аралас -1,4
Электрлік жүктемелерді есептеу үшін бастапқы мәліметтер ретінде
тұтынушылардың кірмелеріндегі есептік жүктемелер және электр
қабылдағыштардың соңдарына сәйкес арнаулы кестелерден қабылданатын
біруақыттық коэффициенттер мәндері қабылданады. Әдетте жуктемелерді
күндізгі және кешкі максимумдер режимдері үшін бөлек анықтайды.
АЖ -10 кВ электрлік жүктемелерін есептеу.
Есептік сұлба 2.1.сур. бейнеленген, мұнда есептік күндізгі(алымында) және
кешкі (бөлгішінде) жүктемелер, оданда басқа 100,4 кВ қосалқы станциялары
трансформаторларының номиналдық куаттары көрсетілген. Бұл желіден
өндірістіктермен қатар коммуналдық - тұрмыстық тұтынушылар қоректенеді.
АЖ -10 кВ айландарында есептік максималдық жүктемені кіші қуат мәні бойынша
таңдап, біруақыттық коэффициентті ескере отыра, алынатын ТП 100,4 кВ
куаттарының үстемелерін үлкен жүктемеге қосып табады [ 1...5].
Есепті кешкі және күндізгі максимумдарға бөлек жүргіземіз.
Ф-1 желісінің күндізгі максимумының есебі
Sкүн 11-12= SкүнТП8 =72кВА;
Sкүн 10-11= SкүнТП9 + ΔSкүн 11-12= 382+53,2=435,2 кВА;
Sкүн 7-10= ΔSкүнТП7 + ΔSкүн 10-11= 435+59,6=494,7 кВА;
Sкүн 8-9= SкүнТП6= 56кВА;
Sкүн 7-8= ΔSкүнТП5 + Sкүн 8-9= 56+28,4=84,4 кВА;
Sкүн 3-7= Sкүн7 -10+ Sкүн 7-8= 494,7+62=556,7 кВА;
Sкүн 5-6= SкүнТП3= 498кВА;
Sкүн 4 -5= ΔSкүнТП4 + Sкүн 5-6= 498+283=781 кВА;
Sкүн 3-4= ΔSкүнТП3 + Sкүн 4 -5= 781+161,3=942,3 кВА;
Sкүн 2-3= ΔSкүн3-7 + Sкүн 3-4= 942,3+442=1384 кВА;
Sкүн 1-2= ΔSкүнТП2 + Sкүн 2-3= 1384+55,7=1439,7 кВА;
Sкүн 0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2= 1439,7+38,1=1477,8 кВА;
Ф-1 желісінің кешкі максимумының есебі
Sкеш 11-12= SкешТП9 = 95 кВА;
Sкеш 10-11= SкешТП10 + ΔSкеш 11-12= 256+70,7=296,7 кВА;
Sкеш 7-10= ΔSкешТП8 + Sкеш 10-11= 296,7+88=384,7 кВА;
Sкеш 7-8= SкешТП7 = 86 кВА;
Sкеш 7-8= ΔSкешТП6 + Sкеш 8-9= 86+41=127 кВА;
Sкеш 3-7= SкешТП4 = 240 кВА;
Sкеш 4-5= ΔSкешТП4 + Sкеш 5-6 = 240+176=416 кВА;
Sкеш 3-4= ΔSкеш4 -5 + Sкеш ТП3 = 416+139=555 кВА;
Sкеш 2-3= ΔSкеш3-4 + Sкеш 3-7 = 555+382=937 кВА;
Sкеш 1-2= ΔSкеш2-3 + Sкеш ТП2 = 937+110=1047 кВА;
Sкеш 0-1= ΔSкеш1-2 + Sкеш ТП1 = 1047+38,8=1085,8 кВА;
Ф-2 желісінің күндізгі максимумының есебі
Sкүн 13-14= SкүнТП12 =55 кВА;
Sкүн 12-13= ΔSкүнТП11 + Sкүн 13-14= 55+11,3=66,3 кВА;
Sкүн 8-12= ΔSкүнТП10 + ΔSкүн 12-13 =66.3+25.4=91.7 кВА;
Sкүн 10-11= ΔSкүнТП9=36 кВА;
Sкүн 9-110= ΔSкүнТП8 + ΔSкүн 10-11 =386+24.1=410.1 кВА;
Sкүн 8-9= Sкүн9-10 + ΔSкүн 17 =410.1+288=698.1 кВА;
Sкүн 7-8= ΔSкүн8-12+ Sкүн 8-9 =698.1+68.2=766.3 кВА;
Sкүн 6-7= ΔSкүнТП6 + ΔSкүн 7-8=766.3+13=779.3 кВА;
Sкүн 1-6= ΔSкүнТП5 + ΔSкүн-7 =779.3+46.5 кВА;
Sкүн 4-5= SкүнТП4 =78 кВА;
Sкүн 3-4= SкүнТП3 + Sкүн 4-5 =86+57=143 кВА;
Sкүн2-3= ΔSкүнТП2 + Sкүн 3-4 =143+70.7=213.7 кВА;
Sкүн18-3= ΔSкүнТП1 + ΔSкүн 2-3 =213.7+33.4=247.1 кВА;
Sкүн 0-1= SкүнТ1-6 + ΔSкүн 1-2 =825.8+19.1=1015.1 кВА;
Ф-2 желісінің күндізгі максимумының есебі
Sкеш 13-14= SкешТП12 =56 кВА;
Sкеш 12-13= ΔSкешТП11 + Sкеш 13-14= 56+13=66 кВА;
Sкеш 8-12= ΔSкешТП10 + ΔSкеш 12-13 =84+51=135 кВА;
Sкеш10-11= ΔSкешТП9=36 кВА;
Sкеш 9-110= ΔSкешТП8 + ΔSкеш 10-11 =204+25=229 кВА;
Sкеш 8-9= Sкеш9-10 + ΔSкеш 17 =299+144=373 кВА;
Sкеш 7-8= ΔSкеш 8-12+ Sкеш 8-9 =373+102=475 кВА;
Sкеш 6-7= ΔSкешТП6 + ΔSкеш 7-8=475+13=488 кВА;
Sкеш 1-6= ΔSкешТП5 + ΔSкеш 6 -7 =488+65=552 кВА;
Sкеш 4-5= SкешТП4 =84 кВА;
Sкеш 3-4= SкешТП3 + Sкеш 4-5 =128+62.5=190.5 кВА;
Sкеш2-3= ΔSкешТП2 + Sкеш 3-4 =190.5+95=285.5 кВА;
Sкеш18-3= ΔSкешТП1 + ΔSкеш 2-3 =285.5+67=352.5 кВА;
Sкеш0-1= SкешТ1-6 + ΔSкеш 1-2 =552+277=829 кВА;
2.2 сурет Ф-2 желінң есептік сұлбасы
Ф-3 желісінің күндізгі максимумының есебі
2.3 сурет Ф-3 желісінің есептік сұлбасы
Sкүн 4 -5= SкүнТП5= 30 кВА;
Sкүн 3-4 = ΔSкүнТП5 + Sкүн ТП4= 30+18=48 кВА;
Sкүн 2-3= ΔSкүнТП3 + Sкүн 3-4 = 48+28,1=76,1 кВА;
Sкүн 1-2= ΔSкүнТП2 + Sкүн 2-3= 76,1+15,5=91,6 кВА;
Sкүн 0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2= 91,6+16,5=108,1 кВА;
Ф-3 желісінің кешкі максимумының есебі
Sкеш 4 -5= SкешТП5 = 52 кВА;
Sкеш 3-4= Sкеш 4 -5 + ΔSкеш ТП4 = 56+38=94 кВА;
Sкеш 2-3= Sкеш3-4 + ΔSкеш ТП3 = 96+70=166 кВА;
Sкеш 1-2= Sкеш2-3 + ΔSкеш ТП2 = 166+26,8=192,8 кВА;
Sкеш 0-1= Sкеш1-2 + ΔSкеш ТП1 = 192,8+23,6=276,4 кВА;
Ф-4 желісіндегі электрлік жүктемелердің есебі
Sкүн 19-20= SкүнТП21 =96 кВА;
Sкүн 18-19= ΔSкүнТП120 + Sкүн 19-20= 96+28,4=124,4 кВА;
Sкүн 11-18= ΔSкүнТП119 + ΔSкүн 18-19 =124,4+32,1=156,5 кВА;
Sкүн 15-16= ΔSкүнТП17=38 кВА;
Sкүн 14-15= ΔSкүнТП16 + Sкүн 15-16 =56+25,4=81,4 кВА;
Sкүн 13-14= Sкүн9-15+ ΔSкүн 14-15 =81,4+16,5=97,9 кВА;
Sкүн 13-17= Sкүн18=52 кВА;
Sкүн 12-13= ΔSкүнТП14 + Sкүн 13-14+ Sкүн 13-17 =97,9+37,7+15,5=151,1 кВА;
Sкүн 11-12= ΔSкүнТП13 + Sкүн12-13 =151,1+16,5= 167,6 кВА;
Sкүн 7-11= ΔSкүнТП11-18 + Sкүн11-12 =167,6+118,7= 286,3 кВА
Sкүн 9-10= SкүнТП10 =138 кВА;
Sкүн 8-9= SкүнТП10 + Sкүн 9-10 +ΔSкүнТП9 =225+103+29,6=357,6 кВА;
Sкүн7-8= SкүнТП8-9 + Δ Sкүн ТП 8 =357,6+33,4=391 кВА;
Sк Sкүн 8-9= SкүнТП10 + Sкүн 9-10 +ΔSкүнТП9 =225+103+29,6=357,6 кВА;
Sкүн7-8= SкүнТП8-9 + Δ Sкүн 8 =357,6+33,4=391 кВА;
Sкүн2-7= ΔSкүнТП7-11 + Sкүн 7-9 + ΔSкүнТП12=391+223,7+36,5=651,2 кВА;
Sкүн 4-5= SкүнТ5 + ΔSкүн ТП ТП 6 =56+18=74 кВА;
Sкүн2-7= ΔSкүнТП7-11 + Sкүн 7-9 + ΔSкүнТП12=391+223,7+36,5=651,2 кВА;
Sкүн 3-4= SкүнТП4-5 + ΔSкүнТП4=74+38,7=112,7 кВА;
Sкүн 2-3= Sкүн3-4 + ΔSкүн ТП 3=112,7+37,7=150,4 кВА;
Sкүн 1-2= Sкүн2-7 + ΔSкүн 2-3=651,2+115=766,2 кВА
Sкүн0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2 + ΔSкүнТП2=766,2+72+29,6=87,8 кВА;
Ф-4 желісінің кешкі максимумының есебі
Sкеш 19-20= SкешТП21 =138 кВА;
Sкеш 18-19= ΔSкешТП 20 + Sкеш 19-20= 138+62,5=200,5 кВА;
Sкеш 11-18= ΔSкешТП 19 + ΔSкеш 18-19 =200,5+64=264,5 кВА;
Sкеш 15-16= ΔSкешТП17=78 кВА;
Sкеш 14-15= ΔSкешТП 16 + Sкеш 15-16 =90+57=147 кВА;
Sкеш 13-14= Sкеш 9-15+ ΔSкеш 14-15 =147+26.8=173,8 кВА;
Sкеш 12-13= ΔSкешТП14 + Sкеш 13-14+ ΔSкеш ТП 18 =173,8+26,8+70=220,6 кВА;
Sкеш 11-12= ΔSкешТП13 + Sкеш12-13 =220,6+16,5=237,2 кВА;
Sкеш 7-11= ΔSкешТП11-18 + Sкеш11-12 =26,5+170=434,5 кВА
Sкеш 9-10= SкешТП11 =96 кВА;
Sкеш 8-9= ΔSкешТП10 + Sкеш 9-10 +ΔSкешТП9 =225+70+41=336 кВА;
Sкеш7-8= SкешТП 8-9 + Δ Sкеш ТП 8 =336+67=403 кВА;
Sкеш2-6= ΔSкешТП7 + Sкеш 6-7 =784,1+67=851,1 кВА;
Sкеш 4-5= SкешкешТП5 + ΔSкеш ТП 6 =56+33,2=89,2 кВА;
Sкеш 3-4= Sкеш4-5 + ΔSкешТП4=89,2+40=129,2 кВА;
Sкеш 2-3= Sкеш3-4 + ΔSкеш ТП 3=129,2+71=200,2 кВА;
Sкеш 1-2= Sкеш2-7 + ΔSкеш 2-3=851,1+155=1006,1 кВА
Sкеш0-1= ΔSкешТП1 + Sкеш 1-2 + ΔSкешТП2=1006+108+39,5=1154 кВА;
2.4 сурет Ф-4 желісінің есеатік сұлбасы
2.2. 3510 кВ қосалқы станциясында есептік жүктемені анықтау
10 кВ АЖ-ң максималдық есептік күндізгі және кешкі жүктемелері 2.1
кестесінде келтірілген.
2.1 кестесі
Фидердің аты Максималдық есептік жүктеме. Cos φ орташа мәні
кВА
күндізгі кешкі күндізгі кешкі
Фидер №1 1477,8 1085,8 0,78 0,87
Фидер №2 1015,9 829 0,76 0,82
Фидер №3 108,1 216,4 0,76 0,82
Фидер №4 867,8 1154 0,78 0,87
3510кВ ҚС есептік 3098,3 2889
куаты
Cos φ орташа мәні [6] -ден қабылданған. Желілер жүктемелерін қосуды қуаттар
үстемелерін ескеріп күндізгі және кешкі максимумдар үшін бөлек жүргізеді.
Желінің есептік жүктемесін есептік мерзімнің соңында өсудің динамика
коэффициентін ескере, қабылдайды, ол [1]-ге сэйкес кр=1,3 тең.
ΣSкүн = Sкүн 1 + ΔSкүн 2 + ΔSкүн 3 + ΔSкүн 4
=1477,8+839,7+79,5+701,3=3098,3 кВА
ΣSкеш = Sкеш 1 + ΔSкеш 2 + ΔSкеш 3 + ΔSкеш 4 =1154+667+900+168=2889 Ква
3510 кВ ҚС-ң максималдық есептік қуаты 3098,3 кВА тең (күндізгі
максимум).
2.3. Кернеуі 3510 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау Екі
трансформаторлы қосалқы станция трансформаторының Sн номиналдық қуаты
келесі шарт бойынша таңдалады [1,2]:
Sн =Sркn
мұнда Sp - қосалқы станцияның максималдық есептік қуаты, кВА (Sp
=2941кВА) кn - трансформатордың асқын жүктеме коэффициент! (кn ≤ 1,4).
Бүл шарттар технологиялық жобалаудың нормаларына сәйкес қабылданады: екі
трансформатордың біреуінің апатты ағытылғанында екіншісі 40% асқын
жүктемемен қосалқы станцияның барлық түтынушыларын қорекпен қамтамасыз ету
керек:
Sн ≥ 3098,31,4=2213 кВА
Қосымша қуаты Sн.m = 2500 кВА трансформаторды орнатуға шешім
қабылданды.
Трансформатордың апаттық режимдегі асқын жүктемесін анықтайды:
кn = ((Sp – Sн) Sн)∙100=((3098-2500)2500)∙100=23,9 %
бұл 40%-тік шектемді мәнінен аз:
23,9% 40%,
Таңдалған трансформатордың төлқұжат деректері [7]:
• трансформатордың типі, ТМН;
• номиналдық қуаты, SH.m -2500 кВА;
• номиналдық кернеуі, UBH - 35 кВ; Uнн = 11 кВ;
• қысқа түйықталу кернеуі, Uк = 6,5 %;
• орамдардың сұлбасы және жалғану
• бос жүрістегі куат шығындары , Рхх =5,1 кВт;
• орамдағы қуат шығындары, Р кз =25,5 кВт;
• бос жүріс тоғы, Іхх =1,4 %;
• тармақтарды қайта қосу түрі - РПН;
• реттеу шектері және сатылар саны: ± 6 х 1,5.
2.4. 35 кВ қоректендіруші торапты есептеу
Электр тораптарын есептегенде басты мэселе сымдардың қимасын анықтау
болып табылады.
Электр тораптары тек сирек кездесетін жағдайларда барлық үзындығында
бір қималы сымдармен орындалады. Әдеттегіде сымдардың қимасы бірдей емес
жэне желінің соңына қарай кішірейе береді.
Электр тораптарын есептеудің бір қатар әдістері бар: кернеудің
шектемді шығындары, тоқтың теракты тығыздығы, түрлі-түсті металдың ең аз
шығыны шарттары бойынша және т.б.
Жобада электр тораптарын есептеу яғни 35 кВ және одан жоғары кернеулІ
ауа желілері сымдарының қимасын таңдау тоқтың экономикалық тығыздығы
бойынша. анықталады.
{_АЖ-35 кВ қоректендіруші желісінің есептік сұлбасын келтірейік.
2952-J1917 2012-J1100 243-J265 1523-J1377
2628-J2372
1480-J1174 2353-J1764 1910-J1612
1605-J1495
2.5.сур. 35 кВ қоректендіруші тораптың есептік сүлбасы
35 кВ тораптың бөлек айландарындағы активтік және реактивтік қуаттары
анықталады:
РІшІ=(∑Рі Iі-2ш) ∑Ii=(1480*70+2353*50+1910*35+1605*2 0)90=3557 кВт
Qimi=(∑Qi*Ii-2m) ∑Ii (li74*70+1764.50+1612*35+1495.20)9 0-2852 кВт
Р2ш-4= ∑ Р-РІшІ=7348-3557=3791 кВт
Q2ш-4= ∑Q-Q1ш1=6045-2852=3193 кВт
Активтік және реактивтік қуаттардың тоғы бөлінетін нүкте-"2" Қалыпты
режимде ең көп қуат 2ші -4 айланымда беріледі:
S2ш64= 3791 -j 3193 = 4956 кВА.
Сымның экономикалық қимасы келесі өрнекпен анықталады [1]
Рэ=Ірjэ
мұнда: I р - АЖ -35 кВ айланының есептік тоғы, А;
]э - токтың экономикалық тығыздығы жобаланып жатқан ауданның
жағдайларына сәйкес оны 1,4 Амм тең деп қабылдайды. Айланның есептік тогын
келесі формуладан анықтайды:
I р ==S(√3*Un)=4956(l,73-35)=82A,
Оған сэйкес экономикалық қима тең
Ғэ =821,4= 58,6 мм2
[ 5 ] сэйкес, магистралдық желілерде АЖ-35 кВ сымдарының қимасын
r\
AC маркасы үшін 95 мм кем болмау керек. АЖ-35 кВ
барлық айландарында АС-95 сымын кабылдайды.
Қалыпты режимде Евгеневка қосалқы станциясының 35 кВ шиналарына дейінгі
кернеу шығындары анықталады.
Ауа желілерінің кернеу шығындарын келесі формуламен табады:
ΔU=(Pro+Qx0)Un)*I
мүнда I - айлан үзындығы, км;
r0 , xo - АЖ сымдарының меншікті активтік жэне индуктивтік кедергілері,
Омкм.
2.5 Трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау
3510 кВ екіорамды трансформаторда кернеу шығындары келесі өрнектен
анықталады:
ΔUT%=β( UA%cosφ+ UP%sinφ)
мүнда β (- трансформатордың жүктелу коэффициентi ;
β = Sp2e Sht - екітрансформаторлы қосалқы станция үшІн,
мүнда: SP -3510кВ ҚС 10 кВ шиналарындағы есептік қуат, кВА;
SHT - трансформатордың номиналдық қуаты, кВА:
β = 30982-2500=0,62
Қысқа түйықталу кернеуінің активтік қүраушысы:
ΔUA%- (Ркт SНТ)*100-(25,5*100)2500=1,02%
мұнда Ркг. - 3510 кВ трансформаторының орамдарындағы қуат шығындары, кВт.
Қысқа тұйықталу кернеуінің реактивтік қүраушысы:
мұнда U2K%- қысқа тұйықталу кернеуі. Онда
Кернеуі 100.4 кВ трансформаторларда кернеу шығындарын (шамамен)
максималдық жүктемеде, яғни 100% -да , 4% тең және минималдық жүктемеде
яғни 25%-да, 1% тең алады.
2.6. 10 кВ торапты есептеу жолдарды
[ 3 ] сэйкес 10 кВ АЖ сымдарының қимасы, кернеу шығындары кейін
тексеріліпркономикалық дерелер бойынша таңдалады.
АЖ сымдарының қимасын таңдағанда кесте мәліметтерін пайдаланады [1,2 ].
Сымдардың қимасы жүктемеге, ауданның ауа-райы жағдайына, тіректердің
материалына жэне жүктеменің өсу қарқынына тэуелді. Қосалқы станция
жобаланатын аудандағы ауа-райы жағдайлары :
• көк мүз қабыршағының қалыңдығы — в =5 мм;
• желдің жылдамдығы - v = 21 мс;
• тіректер типі - темірбетон.
Сым қимасын таңдаудың есебі келесі ретпен жасалынады:
1. Айланның есептік қуатын анықтайды[8
2. [1,5 ]-ң кестелерінен АЖ-ң әрбір бөлек алынған айланы үшін сымдардың
қимасы анықталады;
3. Сымдардың таңдалған қималары үшін максималдық есептік жүктемелерде
есептік мерзімнің соңына кернеу шығындарын анықтайды;
4. Сымдардың қималарын таңдағанда тенологиялық жобалаудың бар нормаларын
ескеру қажет [8];
5. Ауылшаруашылық түтынушыларын электрмен жабдықтауының
сенімділік шарттары бойынша 10 кВ АЖ магистралдарында АС-70 сымын
үсынады, ал тарайтын орында сымын [4].
2.7.Тораптарды кернеудщ ауытқу кестесін қүру
Кернеудің ауытқу кестесінің негізгі арналымы түгынушылардағы кернеудің
нормаланған ауытқуларын сақтағанда 10 жэне 0,38 кВ тораптарындағы кернеу
шығындарының ш2.3 кестесі
Ф-1желісінде сымдар қимасын таңдау және оларды кернеудің шектемді
шығындары бойынша тексеру
- минималдық жүктемелер режимінде (жүктеме 25% болғанда)
V25 =+5%-UH
Кернеудің ауытқу кестесі қоректендіруші қосалқы станцияның 10 кВ шинасына
ең жақын кернеуі 100,4 кВ ТП-ң және ең қашық 100,4 кВ ТП-ң 100% және 25%
жүктемелер режимдері үшін қүрастырылады.
Ф-3 фидерінің түтынушылары үшін кернеудің ауытқу кестесін
қүрастырады.(2.2 кестесі).
2.2 кестесі
ектемді мэндерін анықтау больш табылады (өндірістік жүктемелер үшін ):
- максималдық жүктемелер режимінде (жүктеме 100% болғанда)
V100 =-5%-UH;
Электрмен жабдықтау Кернеу ауытқулары, %
Қашық ТГТ 1 00 4 Жақын ТП 100 4
кВ кВ
100% 25% 100% 25%
35 кВ шиналары +3,0 -1,0 +3,0 -1,0
Қоректендіруші АЖ -35 кВ -2 -0,5 -2 -0,5
3510 кВ Шығындар -3 -0,75 -3 -0,75
Түрақты үстемелер +(5)10 +(5)10 +(5)10 +(5)10
РГШ +2x1,5 -5x1,5 +2x1,5 -5x1,5
1 0 кВ шиналары +5 +0,25 +5 +0,25
1 0 кВ торабы -4 -1 0 0
1 00,4 кВ шығындар -4 -1 -4 -1
үстемелер +5 +5 +5 +5
ПБВ +2,5 0 -2,5 -2,5
0,38 кВ торабы -4,5 0 -6 0
Тұтынушыдағы кернеудің ауытқулары -5,0 +3,25 -5,0 +1,75
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, SP ұзындығы, кммаркасы,
нөмірі ,кВА қимасы
айланда 10 кВ
шиналарында
0-1 1477,8 1,4 АС-95 1,0 1,0
1-2 1439,7 0,2 АС-95 0,14 U4
2-3 1384 0,2 АС-95 0,13 1,27
3-7 556,7 0,77 АС-70 0,25 1,52
7-10 494,7 0,65 АС-50 0,23 1,75
10-11 435,2 0,4 АС-35 0,01 1,76
11-12 72 0,42 АС-35 0,026 1,781
11-ТП9 382 0,2 АС-35 0,065 1,85
АЖ - 10кВ ''Ф-1'' желісінде кернеудің максималдық шығындары
AUbax=l,85%, бұл Аидоп=4% шектемді шамасынан.
''Ф-2'' сымдар қимасын таңдау және оларды
кернеудің шектемді шығындары бойынша тексеру
2.4кестесі
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, sp үзындығы, маркасы,
нөмірі ,кВА KM қимасы
айланда ЮкВ
шиналарында
0-1 1015,9 4,62 АС-95 2,24 2,24
1-6 825,8 0,5 АС-70 0,24 2,78
6-7 779,3 1,2 АС-70 0,54 3,02
7-8 766,3 0,4 АС-70 0,18 3,2
8-9 698,1 0,12 АС-50 0,06 3,26
9-10 410,1 0,25 АС-35 0,09 3,35
10-11 36 2,7 AC-35 0,08 3,43
8-12 91,7 0,8 AC-35 0,06 3,26
12-13 66,3 1,08 AC-35 0,06 3,32
13-14 55 1,0 AC-35 0,05 3,37
АЖ - 1 ОкВ ''Ф-2" кернеудіңмаксималдық шығындары AUbax-3,13%, бүл Аидоп=4%
шектемді шамасынан.
"Ф-3'' желісінде сымдар қимасын таңдау және оларды кернеудің шектемді
шығындары бойынша тексеру
2.5 кестесі
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, Sp ұзындығы, кммаркасы,
нөмірі ,кВА қимасы
айланда 10 кВ
шиналарында
0-1 218,5 2,78 АС-35 0,52 0,52
1-2 193,5 1,54 АС-35 0,25 0,77
2-3 168,1 0,98 АС-35 0,14 0,91
3-4 95 1,96 АС-35 0,16 1,07
4-5 54 1,115 АС-35 0,05 1,12
АЖ- 10кВ ''Ф-4'' жүйесінде кернеудің максималдық шығындары %, бұл ΔUbax=4%
шектемді шамасынан.
“Ф-4” желісінде сымдар қимасын таңдау жэне оларды
кернеудің шектемді шығындары бойынша тексеру
2.6 кестесі
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, sp үзындығы, кммаркасы,
нөмірі ,кВА қимасы
айланда 10 кВ
шиналарында
0-1 1162 0,3 АС-70 0,2 0,2
1-2 1012,2 1,17 АС-70 0,68 0,88
2-6 859,9 0,63 АС-70 0,31 1,19
7-11 444,6 0,77 АС-70 0,3 1,49
11-12 233,1 0,845 АС-35 0,17 1,66
12-13 216,6 0,555 АС-35 0,1 1,76
13-14 165,5 1,4 АС-35 . 0,2 1,96
14-15 149 0,28 , АС-35 0,04 2,0
15-16 78 1,19 АС-35 0,08 2,08
АЖ -10кВ “Ф-4” желісінде кернеудіңмаксималдық шығындары
ΔU=2,08%, бүл ΔUдоп=4% шектемді шамасынан.
2.2. Асинхронды қысқа түйықталған электр қозғалтқышын іскеқосқанда
0,38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру.
Қысқа тұйықталған асинхронды қозғалтқыш іске қосылғанда номиналды тоқтан
5... 7 есе артық ток түтынады және егер оның қуаты 100,4 кВ қоректендіруші
трансформатордың қуатымен шамалас болса, онда тораптағы кернеудің үлкен
шығынына байланысты қалыпсыз режим пайда болады, ол келесі жағдайларға
келтІруі мүмкін - біліктегі іске қосу иінкүшінің жеткіліксіз мэніне
байланысты қозғалтқыштың іске қосылмай қалуы;
- жұмыс істеп тұрған қозғалтқыштардың тоқтап қалуы (опрокидывание)
Қозғалтқыштың іске қосылуын қарапайымдатып есептегенде келесі шарттарды
қабылдайды [1...5 ]:
- іске қосылатын электр қозғалтқыштарындағы кернеу номиналдыдан 30% көп,
емес, ал жүмыс істеп түрған қозғалтқыштардың қысқыштарында 20% артық
төмендемеу
керек.
8нт-160кВА
UK%=4,5% ТП 100,4 кВ АЖ-0,38кВ
АҚ
Ркт=2,65кВт L=0.1 км
4А200М2УЗ
Рн=37кВт; kj=7
cos(p=0(9;r]-91%
2.6сур,Электр қозгалтқыштың торапқа қосылу сүлбасы Асинхронды қысқа
түйықталған қозғалтқышты қосқанда кернеу шығыны келесі формуламен
анықталады [1 ]:
ΔU%=(Z(ZT+Z3.n.)*100 ;
мүнда zЭ.П. - қозғалтқыштың қысқа түйықталуының толық
кедергісі, Ом; zt- тораптың кедергісі, Ом.
Қозғалтқыштың қысқа түйықталуының толық кедергісі келесі формуламен
табылады:
Zп.=UH( √З *Індkі.), Ом,
мүнда Інд. - асинхронды қозғалтқыштың номиналды тогы, А;
ki - жүргізгіш тоқтың еселігі. Қозғалтқыштың номиналды тогы келесіден
анықталады: Iн.д=Pн(√З*Uн*ή*cosφ)=3700(1.73*38 0*0.91*0.9*0.9)=69.5 A
мүнда UH - тораптың номиналды кернеуі (UH = 380 В). Онда:
z3.n= 380( √З *69,5*)=0,45 Ом ,
Тораптың кедергісі келесі формуламен анықталады
zт=zж+zm
мүнда zж - 0,4 кВ АЖ-ң кедергісі, Ом;
zm - 100,4 кВ трансформаторының кедергісі, Ом. 0,4 кВ АЖ-ң кедергісі
келесіден табылады zж= √ го,+х0*, Ом
мұнда го, х0 - сымның меншікті активтік жэне индуктивтік кедергілері,
Омкм;
1 - 0,4 кВ желісінің үзақтығы, км.
z=√(З0.83*0.83+0.*0.4)*0.1 =0,091 Ом,
100,4 кВ трансформаторының кедергісін келесі формуламен табады.,
zmp(Uk%100)* (Uam √З •Ін.ш.), Ом
мұнда Uk%- трансформатордың қысқа тұйықталу кернеуі;
UH , Ін -трансформатордың номиналдық кернеуі мен тогы. Трансформатордың
номиналды тогы
IH.m=SH.mV3 •UH=1601;730J38=243;4A мұнда SH.m - трансформатордың
номиналды қуаты осыдан:
zmp - (4,5100) (160lf73*24f4)=0017, Ом,
онда:
zт = 0,091+0,017 = 0,108 Ом .
Электр қозғалтқышты іске қосқандағы кернеу шығындары Uk%=
0,1087(0,108+0,45) *100% - 20,3 % ,
Бұл шектемдіден (20,3 30%) аз. Олай болса қозғалтқыштың іске қосылуы
қамтамасыз етіледі.
2.- 3510 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау-сұлбасын таңдау
Евгеневка қосалқы станциясында трансформаторлардың тізбегінде
қысқа тұйықтағышпен бөлгіші бар типтік көпірлі сүлбасын қабылдайды. 10 кВ
жағында секциялық ажыратқыш қалыпты жағдайда РАҚ-тың дайын режимінде
түрады. РАҚ(АВР)- резервті автоматты қосу (автоматическое включение
резерва).
10 кВ желісінде 10 кВ шиналарымен ажыратқыштар және айырғыштар арқылы
қосылған.
АЖ-10 кВ екі эсерлі АҚҚ(АПВ]автоматты қайта қосу құрылғысымен жабдықталған.
10 кВ шиналарының екі секциясында аспаптар мен релелерді қоректендіру үшін
НТМИ-10 кернеу трансформаторлары орнатылған, сонымен қатар 10 и 35 кВ
жақтарында вентилдік разрядтауыштардың жиынтығын қосу қарастырылған.
Қосалқы станцияның өзіндік мұқтажын қоректендіру Т- 1 жэне Т-2
трансформаторлары шықпаларындағы 1 0 кВ шина көпіріне тікелей жалғанған
100,4 кВ трансформаторларынан атқарылады Өзіндік мүқтаж
трансформаторлары арасында РАҚ жасалған.
3510 кВ қосалқы станциясының электрлік жалғауларының қабылданған сүлбасы
жобаның графикалық бөлімінің үшінші парағында келтірілген.
2.10. Электрмен жабдықтаудың сенімділігін қамтамасыз ету.
Жобалағанда ауылшаруашылық электр қабылдағыштарын электрмен жабдықтау
сенімділігінің нормативтік деңгейлері техникалық-экономикалық негізде
қамтылуға тиісті [9].
10 кВ тораптарда сенімділікті көтеру қүралдарын таңдау келесі жолмен
жүреді.
Екінші және үшінші категориялы түтынушыларды электрмен жабдықтау
сенімділігінің стандартын қамтамасыз ететін автоматты коммутациялық
аппараттардың саны және оларды орнату орны екі жақтан қоректенетін
екітрансформаторлы қосалқы станция үшін 10 кВ желінің L қосынды
үзындыгынан және Р есептік жүктемесінен тәуелді. Мүнда тұтынушылар
қосылған тармақтарды қосқанда желі айландарының максималдық үзындығы 12 км
аспау керек [1 ].
Автоматты коммутациялық аппараттардың санын номограмма бойынша таңдайды.
Графикте Р жэне 1 координаттары бар нүктені сала отырып,секциялық
ажыратқыштардың СА (СВ) және автоматты РАҚ (АВР) немесе айырғыш көмегімен
қолмен қосылатын тораптық резервтеудің тиімді жиынтығы аныкталады.
РАҚ қүрылғысының жайғасатын-орнын қосынды ұзындық бойынша желіні тең
бөлетін нүктелер арасынан таңдайды.
10 кВ желілік айырғыштарды тармақтарды қосқанда айлан үзындықтарын 3,5 км
және тармақтардың үзындықтарын 2,5 км асқанда айлан үзындығын шектеу үшін
магистральда қондырады.
Әрбір желілік айырғыштың жанында қысқа тұйықтау
нүсқаушыларын қондыру керек.
10 кВ желісінің әрнқайсысы бас және секциялық ажыратқыштарда АҚҚ(АПВ)
қүрылғыларымен, қ.т. орнына дейін қашықтықты алыстан өлшейтін құрылғымен
қамтылады.
3. Қысқа түйықтаду тоқтарын есептеу
Қысқа түйықтауларда үлкен тоқтардың себебінен тоқ жүретін бөлшектердің
температурасы көтеріліп, өткізгіштер мен оқшауламалар зақымдалуы мүмкін.
Мүнда дамитын электрдинамикалық күштер элёктр жабдығын қиратуы мүмкін.
Қысқа түйықтау салдарынан болатын кернеудің төмендеуі оның ұзақтығын
анықтағанда электр қозғалтқыштарының тоқтап қалуына соқтырады. Магистралды
тораптарда қысқа түйықталулар электр жүйесінің орнықтылығын бүзуы мүмкін,
бұл апаттың ең ауыр жэне ұзақ орнықты түріне жатады.
Олай болса, қысқа тұйықтау тоқтарының келеңсіз нәтижелерін барынша азайту
үшін қосалқы станцияларды жобалағанда қысқа түйықталу
тоқтарына дүрыс қарсы әсер жасау үшін қажетті жабдықты ретімен таңдай
білу керек, оүл үшін қысқа түиықталу токтарын есептеу керек.
Қысқа түйықтау тоқтарын есептеу қосалқы станцияның жабдығын таңдап, оларды
электрдинамикалық жэне қызу орнықтылығына тексеру, релелік қорғаныс және
апатқа қарсы автоматикасы мен сұлбаларды таңдау, және жерлендіргіш
қүрылғыларын есептеу үшін қажет.
Қысқа түйықтаау тоқтарын аталған және салыстырмалы бірліктерде жүргізуге
болады. Бірақ күрделі сүлбаларды аталған бірліктердің
көмепмен жүргізген ьңғайсыз, ол есепті қиындатады. Сондықтан қысқа
түйықтау тоқтарының есебін салыстырмалы базистік бірліктер арқылы
жүргізеді. Негізгі базистік бірлік ретінде базистік қуатын алады, оның
мәнін
Sб=100 МВА-ға тең етіп алады.
Электр тізбегіне кіретін элементтердің әр қайсысы өзінің кедергісімен
өрнектеледі. Сүлбаның балама кедергісін табу үшін барлық кедергілерді бір
базистік кернеуге келтіру керек. Базистік кернеуге бір сатының 1,05 -ке
көбейтілген номиналды кернеуге тең базистік кернеуі қабылданады:
U6 = 37 кВ; U6 = 10,5 кВ;, U6
= 0,4 кВ.
Қысқа түйықтаy тоқтарының есебщ екі режимде жүргізеді:
• максималды - қосалқы станция тіректі (негізгі) қосалқы станциядан
қоректенсе (шиналардың екінші секциясы 2 ш);
• минималды - қоректену шиналардың бірінші секциясынан 1ш болса.
Максималды және минималды режимдер үшін есептік
сүлбаларды келтіреді. АПК АРЭК мәліметтері бойынша тірек қосалқы
станциясының 35 кВ 1ш шиналарындағы үшфазалық қысқа түйықталу тоқтарының
мәндері тең:
шиналарында тең:
І(3)Кт=1,35кА;
[1]-н АЖ сымдарының меншікті активтік және индуктивтік кедергілерін жазып
алады:
АС-95 г0 =0,299 Омкм; х0 =0,4Омкм;
АС-70 г0 =0,42Омкм; х0 =0,4Омкм;
АС-50 г0 = 0,592 Омкм; х0 = 0,4 Омкм;
АС-35 г0 = 0,773 Омкм; х0 =0,4 Омкм;
Кернеудің бөлек сатыларында базистік тоқтар анықталады
Iбi=S6√3 •U61=1001,73*37=1,56 кА
Iбi=S6√3 •U62=1001,73*10.5=5,5 кА
Ібз=Sб √3*Uб3=1001.73*0.4=145 кА
3.1. Тораптың орын
Есептік сұлбаның бөлек элементтерінің кедергілері салыстырмалы базистік
бірліктерде анықталады. Жүйе кедергісі:
x11=IбIкз(3)=1.561.35=1.16—максим алдық режимде;
x1= Іб Ікз=1,561,2=1,3 — минималдық режимде
Базистік бірліктерге келтірілген сұлба элементтерінің кедергілері:
-35 кВ қоректендіруші желісінің кедергісі:
активтік
r22 =го*l* Sб U62 = 0,299-50-10037 = 1 , 1 - максималдық режим;
r12=ro*l *Se U62 = 0,299 -45-100372= 0,98 - минималдық режим;
индуктивтік.
Х22=х0-1' S6 U6 = 0,4-50-10037 = 1,44 - максималдық режим;
х12=х0-1- S6 Об = 0,4-45-10037 = 1,3 - минималдық режим.
мүнда l- жел ұзындығы, км;
г0,х0 - АС-95 маркалы сымның меншікті активтік және индуктивтік
кедергілері, Омкм;
S6 , Ua - кернеудің берілген сатысының қуаты, МВА және кернеудің, кВ
базистік шамалары.
- 3510 кВ трансформатор дың кедергісі: активтік
г3 =rm= (Ркз Sнm)*(Sб Syn) = (25,52500)-(10025)=041 ;
индуктивтік
х3 =xm- (UK%100)-(S6 SHm) = (6,5100)-(1002,5)=2,6 ,
- 10 кВ электр желісінің кедергісі (Фидер 2):
активтк
г4=г0-l4*SбUб2= 0,42 0,4*10010,52 =0,152 ;
индуктивтік
x4=xo*l4*Sб Uб2=0,4*0,4*10010,52=0,145 ;
активтік
r5=r0* l5* SбU62 = 0,42 -1,2*10010.52 = 0,456 ;
индуктивтік
х5=хо*l5*S б U62=- 0,4*1,2*10010.52 =0,435 ;
активтік
г6=го*l6* Sб U62 = 0,42*0.8*10010,52 =0304 ;'
индуктивтік
x6=x0*l6* Sб U62 = 0,4*0,8*10010,52 =0,29 ;
активтік
r7=r0*l7*Sб U62 =0,42*0,8*10010,52 = 0,304 ;
индуктивтік
x7=x0*l7* S6 U62 = 0,4*0,4*10010,5 2 =0,145 ;
активтк
r8=r0-l8* S6 U62 =0,42*0,4*10010,52 = 0,152 ;
индуктивтік
x8=x0*l8* S6 U62 = 0,4*0,4*10010,5 2 =0,145 ;
активтік
r9=ro*l9S6 U62 = 0,773 *0.5*10010,52 = 0,35
индуктивтік
x9=x0*l9* S6 U62 = 0,4*0,5*10010,5 2 =0,18 ;
- 100.4 кВ трансформатордың кедергісі:
активтік
г10= (Ркз SHm)*(S6 Syn) = (2,65160)*(1000,16)=10,35 ;
индуктивтік
х10= (UK%100)*(S6 SHm)= (4,5100)*(1000,16)=28,125 ;
- 0.4 кВ электр желісінің кедергісі (А-35маркалы сым, l=0,1 км);
- активтік
индуктивтк
x11=x0*l11* S6 U62 = 0,83*0,1-1000,4 2 =25 ;
3.2. Қьісқа түйықтау тоқтарын есептеу (максималдық ремде)
Электрмен жабдықтау жүйелерінде қ.т. тоқтарын анықтауды келесі
өрнектермен жүргізеді.
Максималдық режим
К- 1 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-1 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
11,16 21,1 21,44
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады:
xнәт=x14=x11+x2=1,16+1,44=2,6 ;
rнәт=r14=1,1 ;
zнәт= √z 213+x 213=2,82 .
К-1 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады:
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
3.1 сурет Электрмен жабдықтау (а) және орын ауыстыру (б) сұлбаларының
максималды режимі
Электрмен жабдықтау (а) және орын ауыстыру (б) сұлбаларының
максималдық режимі
- екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Іқт= √3 2 *ІКТ(3) = 0,87*0,55 = 0,48 кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тоғының лездік мәні ; iсок= √2*kсок*I(3 , кА
;
мүнда kCOK - соққьшық коэффициент!, оның мэні келесі өрнектен анықталады
kCOK =1-e -0,01Ta
мұнда Та =хнэт314гнэт - периодтық қүраушының уақыт түрақтысы ол [ 1 ]-
ден xH9Trt қатынасына сәйкес алынады. Бұл жолы хнэтгнэт
=2,61,1=2,36 тең болғанына
байланысты kCOK = 1 ,2 деп қабылданады
ісок = √ 2 * kCOK*Iкг=І 4*1б,2 *0,55=0, 3 ,кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мэні
Iсок=Iкг* √1+2(kCOK-1) 2 =0,57 , кА ;
К-2 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-2 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасы келтіріледі
141,1 142,6 30,41
32,6
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
xнәт=x15=x14+x3=2,6+2,6=5,2 ;
К-2 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Iкг=I бZнәт =1,02 кА
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Iкr(3)=IбZнәт =5,55,4=0688 кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мэні
ісок= √2 • kCOK- IKT(3) =1,41*1,34*1,02=1,92 кА ;
хнэтrнэт= 5,21,51=3,4 , тен болғанына байланысты
үшфазалық қ.т. соққылық тогының эсерлік мэні
I(3) = IKT(3)√1+2( +(kCOK-1) 2 =1,4 ,кА ;
К-3 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-3 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х16=х15+ х4+ х5 + х6+ х7+ х8+
х9=5,2+0,145+0,435+0,29+0,29+0,145+ 0,18=7,7;
гнэт = г1б= r15+ г4+ г5+ г6+ г7+
г8+г9=1,51+0,152+0,456+0,304+0,304+ 0,152+0,35=3,2 ;
К-3 нүктесІндегі қ.т. тогы анықталады: - үшфазалық қ.т. тогы (периодтық
құраушысы)
Ікг(3)=ІбZнэт -5,58,3 -0,66кА ;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Ікг(2)=I*0,87 = 0,87 * 0,66 = 0,57 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
хнэтгнзт= 7,73,2=2,4 , тен болғанына байланысты
ісок= √2 • kCOK- IKT(3) =1,41*1,22*0,66=1,1 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мәні
Iсок (3)=Iкг (3)* √1+2(kCOK-1) 2 =0,8 , кА ;
К-4 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-4 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
163,2 167,7 1010,35
1028,125
K-4
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х17=х16 +х10=7,7+28,125=35,8 ;
гнэт = г17= r16+ г10=3,2+10,35=13,55 ;
Zнәт=√r 217+x 217=36,55
К-4 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
IKT(3)=I6Zнәт =14536,5 -3,9 кА ;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
I(2)=Iб*0,87= 0,87 * 3,9 = 3,4 ; кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
ісоқ= √2 • kсоқ- IKT(3) =1,41*1,25*3,9=7 кА ;
хнәтгнәт= 35,813,55=2,6 , тен болғанына байланысты
kсоқ=1,25 ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мэні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =4,1 , кА ;
К-5 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-5 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасына келтіріледі
1112,77 1136,26 751,8
725 K-5
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнәтт= х11+х7 =3,26+25=61,26 ;
гнәт = г11+ r7=12,77+51,8=64,57 ;
Zнәт=√r 2+x 2=89 .
К-5 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
Iқт(3)=I6Zнәт =144,589 = 1,6 кА ;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
Іқт(2=Іб*0,87 = 0,87 • 1,6 = 1,39 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
іCOҚ= √2 • kCOҚ- IҚT(3) =1,41*1,038*1,6=2,34 кА ;
хнәтrнәт= 61,2664,57=0,95 қатынасы бойынша кестеден k соқ=1,038
қабылданады
- үшфазалық қ.т.соққылық тогының әсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =1,6 кА.
3.3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
(Минималдық режим )
Электр торабы жүмысының минималды режимінде қ.т. токтарын есептеу
К-1 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-1 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х18=х12 +х12=1,3+1,3=2,6 ;
гнэт = г18= r13=0,98 ;
Zнәт=√r 218+x 218=2,78.
К- 1 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
IKT(3)=I6Zнәт =1,562,78=0,56 кА ;
Екіфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
-үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
ісоқ= √2 • kсоқ- IKT(3) =1,41*1,25*0,48=1,47 кА ;
хнәтгнәт= 2,60,98=2,65 , тен болғанына байланысты
k соқ=1,25 ;
үшфазалық қ.т. соққылық тогының эсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =0,76 , кА ;
К-2 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-2 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру ехсмасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х19=х18 +х13=2,6+2,6=5,2 ;
гнэт = г19= r18+ г3=3,2+10,35=13,55 ;
хнэт= х17=х16 +х10=7,7+28,125=35,8 ;
Zнәт=√r 217+x 217=5,3 ;
К-2 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
IKT(3)=I6ZH3T -5,55,3 = 1,0З кА ;
-екіфазалық қ.т. тоғы (периодтық құраушысы)
1қт(2)=Іб-0,87*0,87*1,03 = 0,9 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тоғының лездік мэні
ісоқ= √2 • kсоқ- IKT(3) =1,41*1,4*1,4=2,03 кА ;
Хнәтrнэт 5,21,39=3 ,74 , тең болғанына байланысты
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мәні
ісоқ= √2* kсоқ* IKT(3) =1,41*1,4*1,03=2,03 кА ;
хнәтгнәт= 5,21,39=3,74 , тен болғанына байланысты
k соқ=1,4 ;
үшфазалық қ.т. соққылық тоғының әсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =1,17 кА ;
К-3 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-3 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт=х20=х19+х4+x5+x6+x7+x8+x9=5,2+ 0,145+0,435+0,29+0,29+0,145+0,18=
=6,7 ;
rнәт=r20=r19+r4+г5+ г6+ г7+
г8+г9=1,39+0,152+0,456+0,304+0,304+ 0,152+0,35=6,7
Zнәт=√r 217+x 217=7,4 ;
К-3 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
IKT(3)=I6ZHӘТ =5,57,4= 0,74 кА
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
ІКг(2)=Іб*0,87= 0,87* 0,74= 0,64 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
ісоқ= √2 • kCOK- IKT(3) =1,41*1,4*0,74=1,46 кА,
хнэтrнэт = 6,73,1=2,16 , тен болғанына байланысты
kcoK =1,4
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының эсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =0,85 , кА ;
К-4 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-4 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнәт= х21=х20 +х10=6,7+28,125=34,8 ;
гнәт = г11= r20+ г10=3,1+10,35=13,4 ;
Zнәт=√r 217+x 217=37,3
К-4 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық күраушысы)
IKT(3) =I6ZHӘT=14537,3= 3,88 кА
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Ікт(2)=Iб*0,87= 0,87*3,88=3,37 кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
хнәтгнәт=2,6 , тен болғанына байланысты
k соқ=1,42 ;
-ұшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мәні
Ісоқ(3)= Іқт (3) √1+ 2(к-1)2 =4,51 кА.
К-5 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-5 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнәт= х22=х21+х11=34,8+25=59,8;
rнәт = r22= r21+r11=13,4+51,8=65,2;
Zнәт=√r 217+x 217=88,5;
К-5 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Ікт(3)=Іб2нәт -14588,5 = 1,63кА;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Іқт(2)=Іб,87 - 0,87 • 1,63 = 1,42 кА;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мэні
ісок- л2 • 1ссоқ- Ікт(3) -1,41•1,12•1,63=2,53 кА;
хнәтrнәт= 0,93,тнң болғанына байланысты
k соқ=1,12;
- үшфазалық қ.т.соққылық тогының әсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =1,7 кА.
3.4 Бірфазалық қысқа тұйықтау токтарын есептеу
0,38 кВ тораптаында бірфазалық қ.т. токтарын аталған бірліктер жүйесінде
келесі өрнекпен анықтайды [1,5]:
Іқт(1)=Uф0,87 (Zn+Zm3) ;
Мұнда UФ -тораптың фазалық кернеуі (UФ = 220 В);
zm(1)3- 100,4 кВ қоректендіруші трансформатор фазасының бірфазалық қ.т.
тоғының ағуына жасайтын кедергісі, Ом;
zn - бірфазалық қ.т. тогы аққанда фаза - нөл түзағы сымдарының толық
кедергісі Ікт , Ом.
Қоректендіруші трансформатор фазасының кедергісі (zm(l)3) келесі
формуламен анықталуы мұмкін:
мұнда rmi және xm 1rm2 және хm2, гт0және хт0-трансформатордың тура, кері
және нөл реттіліктерінің активтік және индуктивтік кедергілері, олар
трансформатордың
типнен, қуатынан және орамдарының жалғау сұлбаларынан тәуелд.
Ісжүзінде zm(1) мәнін кестеден алады. Екіншіреттік кернеуі 380220 В және
жалғау сүлбасы трансформаторлар үшін zm(1) мәндері [1]-ң кестесінде
келтірілген.
Біздің жағдайда (Sn =160 кВА) Zm = 0,49 Ом қабылданады.
Фаза-нөл сымдары тұзағының толық кедергісін анықтау үшін келесі өрнек
пайдаланадыды:
zm = l х0н * √(r m1 +r m2 +r m0 ) (1) + √(r m1 +r m2 +r m0 ) (1):
мүнда: I - желі үзындығы, м;
r0н, r0н - фазалық және нөлдік сымдардың меншікті активтік кедергісі, омкм
• x 01- фаза-нөл түзағының меншікті сыртқы индуктивтік кедергісі, Омкм;
, х0н ,х0н - фазалық жэне ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Бет Kipicne
1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы
2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу
2.1 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді
2.2 3510 кВ қс есептік жүктемені анықтау
2.3 Кернеуі 3510 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау
2.4 35 кВ коректендірущі торапты есептеу
2.5 Қоректендіруші трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау
2.6 10 кВ торапты есептеу жолдары
2.7 Тораптағы кернеудің ауытқу кестесін құру
2.8 Асинхронды қысқа тұйықталған электр қозғалтқышын
іске қосқанда 38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру
2.9 3510 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау
2.10 Электрмен жабдьқтаудьң сенімділігін қамтамасыз ету
3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.1 Тораптың орын ауыстыру сұлбасы
3.2 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (максималдық режим)
3.3 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (минималдық режим)
3.4 Бір фазалық қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
3.5 Оқшауланған бейтарапты 35және 10 кВ тораптарында бірфазалық жерге
тұйықтау тоқтарын есептеу
4. ҚС жабдығын таңдау және оны қысқа тұйьқтау тоқтарыньң заңды әсеріне
тексеру
4.1 АТҚ-35кВ жабдығын таңдау
4.2 ТҚ-10Кв жабдығын таңдау
5. Релелік корғаныс
5.1 Жоғарғы жағынан 100,4 кВ трансформаторлық подстанциясын қорғау
5.2 АЖ-10 кВ қорғау
5.3 10 кВ кірменің максималдық тоқ қорғанысы
5.4 Кернеуі 3510кВ күштік трансформаторын қорғау
5.5 Күштік трансформаторды асқын жүктемеден қорғау
5.6 Трансформатордың дифференциалдық қорғанысы
5.7 Трансформатордың газ қорғанысы
6. Ауа желісі қабілетін көтеру мәселелері
7. Еңбекті қорғау
7.1 Енбекті қорғаудың жалпы мәселелері
7.2 Жерлендіруші қондырғыны есептеу
7.3 ҚС-ны найзағайдың тікелей суығынан қорғау
8. Азаматтық қорғаныс
9. Бизнестік жоспар
10. Жобаның техникалық-экономикалық көрсеткіштері
11. Қорытынды
12.Пайдаланылған эдебиеттің тізімі
Кіріспе
Соңғы жылдары кіші және орта кәсіпорындардың саны және электр
жүктемесі өсіуне байланысты, электрмен жабдықтаудың сенімділігіне қойылатын
талаптардың деңгейі өсті.
Осыған байланысты, кәзіргі уақытта трансформаторлық қосалқы
станциялардың көбісі қажетті электр қуатын өткізе алмайды және олардың
беріп жатқан электр энергиясының сапасы заманның талабына сай емес.
Жоғарыда айтылғанға байланысты бұл дипломдық жобада Алматы
облысы Еңбекші қаақ ауданының қыстағының 3510 кВ
трансформаторлық қосалқы станциясын (ҚС) кеңейту мәселелерін
қарастырып электрмен жабдықтау сенімділігін көтеру мәселесі қойылған.
Ұсынылып отырған жобаның тақырыбы Энергиямен қамтамасыз
ету және автоматтандыру кафедрасында қарастырылып жобалауға
ұсынылған.
Диплом жұмысын орындау үшін диплом практикасында жинаған
материалдар, сұлбалар, кұрылғылардың сипаттамалары мен параметрлері және
басқада керек ақпараттар пайдаланылған.
Дипломның құрылымын жасаған кезде ауылшаруашылығын электрмен
жабдықтау бойынша дипломдық жобаны орындауға арналған бірнеше жоғарғы оқу
орындарының әдістемелік ұсыныстары қолданылған.
Жобаның тақырыбы қазіргі талаптарға сай,мүмкіндігінше ауыл
шаруашылығының көкейтесті проблемаларын шешуге бағытталған.
Дипломдық жобада 3510 кВ трансформаторлық қосалқы станциясының
кеңейтілуіне байланысты дипломның негізгі бөліктері электр жүктемесінің
есебіне,кернеудің ауытқуын табуға, трансформатордың типін таңдауға,
қысқатұйықталу тогының есебін шығаруға, электр қондырғыларын таңдауға және
релелік сұлбаларды құрастыруға арналған.
Дипломдық жобаның міндетті бөлігі болып табылатын - арнаулы мәселе
және экономикалық есептер жасалған, еңбекті, азаматтық қорғау және
электр жабдығьш эксплуатациялаудың қауіпсіздіқ жолдары көрсетілген.
Дипломның соңында пайдаланған әдебиеттің тізімі келтірілген.
1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы
3510 кВ Евгеньевка қосалқы станция Есік қаласынан 30 км жерде
орнатылған. Бұл ауданда ауа- райының температурасы орташа : жазда +35° С,
қыста - 6 ° С. Рельефі таулы. Жылына найзағайлы күндер шамасы 18-ге
тең. Қысқы және күзгі уақыттарда дауылды желдермен көк мұз пайда
болады. Көк мұздың орташа қалыңдығы в =4,5 мм, ал желдің күзгі орташа
жылдамдығы υ =19мсек.Евгеньевка елді мекенін электрмен
жабдықтауының жұмыс істеп тұрған сұлбасы 3510 кВ қосалқы станциясынан
қоректенеді. Қосалқы станцияда 2500 кВА номиналдық куаты бар бір
трансформатор орнатылған.
Қосалқы станциядан кернеуі 10 кВ ф-1,ф-2,ф-3,ф-4 ауа желілері шығады.
Евгеньевка елді мекені зфидерден қоректенеді, 10 кВ ауа желісінің үзақтығы
l=6,3км. Желіден қосынды орнатылған қуаты 1064 кВА қуаты бар 10ТП-100,4 кВ
қоректенеді. Евгеньевка елді мекенінің электрмен жабдықтау сұлбасы төменде
көрсетілген.
2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын
Жобаланатын қосалқы станцияны қоректендіретін 35 кВ желі біртізбекті
сақиналы. Желінің ұзақтығы 54.3км. Желі АС-95 сымымен темірбетон
тіректерінде жасалған.
Жұмыс атқарып тұрған электрмен жабдықтау сұлбасының кемшіліктері болып
табылады:
• жұмыс істеп тұрған қосалқы станция сенімділікті көтеру құралдары
жоқтығына және қосалқы станцияда бір трансформатордың болуына байланысты
тұтынушылардың электрмен жабдықтаудың тиісті сенімділігін қамтамасыз ете
алмайды;
• өткен ғасырдың екінші жартысында салынған кернеуі 10 кВ таратушы
тораптар мен 35 кВ қоректендіруші тораптың өткізетін қабілеті жеткіліксіз
және кірмеде кернеудің нормативтік ауытқуын қамтамасыз етпейді.
Осы аталған кемшіліктерге байланысты бұл жобада сенімділікті
көтеру және тұтынушылардың кірмесінде кернеудің сапалы деңгейін
қамтамасыз ету мәселелері қарастырылады:
-10 кВ ауа желісінің кейбір айландарында жэне 100,4 кВ ТП-да
сымдарды аумастыру;
• Жобаланатын қосалқы станцияданда кернеуі 3510 кВ екінші
қосымша күштік трансформаторды орнату;
• кернеуі 10 және 0,4 кВ таратушы тораптарындаш сенімділікті және
электр энергиясының сапасын көтеру құралдарын орнату.
2.Таратушы 10 кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу
2.1. 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді есептеу Есептік
мерзімнің соңында 100,38 кВ жұмыс істеп тұрған қосалқы
станциялардың есептік жүктемелері келесі өрнекпен анықталады [1]:
Sр=Sизм ·кр
мұнда Sизм - тораптағы жүктеме, кВА;
кр - жүктеменің өсу коэффициент!.
Жүктеменің өсу коэффициентін (кр) жұмыс істеп түрған ТП үшін есептік
мерзімнің соңында жүктеменің түрлеріне байланысты [1,2 ] сәйкес қабылдайды:
• коммуналдық-тұрмыстық - 1,3;
• өндірістік - 1,4;
• аралас -1,4
Электрлік жүктемелерді есептеу үшін бастапқы мәліметтер ретінде
тұтынушылардың кірмелеріндегі есептік жүктемелер және электр
қабылдағыштардың соңдарына сәйкес арнаулы кестелерден қабылданатын
біруақыттық коэффициенттер мәндері қабылданады. Әдетте жуктемелерді
күндізгі және кешкі максимумдер режимдері үшін бөлек анықтайды.
АЖ -10 кВ электрлік жүктемелерін есептеу.
Есептік сұлба 2.1.сур. бейнеленген, мұнда есептік күндізгі(алымында) және
кешкі (бөлгішінде) жүктемелер, оданда басқа 100,4 кВ қосалқы станциялары
трансформаторларының номиналдық куаттары көрсетілген. Бұл желіден
өндірістіктермен қатар коммуналдық - тұрмыстық тұтынушылар қоректенеді.
АЖ -10 кВ айландарында есептік максималдық жүктемені кіші қуат мәні бойынша
таңдап, біруақыттық коэффициентті ескере отыра, алынатын ТП 100,4 кВ
куаттарының үстемелерін үлкен жүктемеге қосып табады [ 1...5].
Есепті кешкі және күндізгі максимумдарға бөлек жүргіземіз.
Ф-1 желісінің күндізгі максимумының есебі
Sкүн 11-12= SкүнТП8 =72кВА;
Sкүн 10-11= SкүнТП9 + ΔSкүн 11-12= 382+53,2=435,2 кВА;
Sкүн 7-10= ΔSкүнТП7 + ΔSкүн 10-11= 435+59,6=494,7 кВА;
Sкүн 8-9= SкүнТП6= 56кВА;
Sкүн 7-8= ΔSкүнТП5 + Sкүн 8-9= 56+28,4=84,4 кВА;
Sкүн 3-7= Sкүн7 -10+ Sкүн 7-8= 494,7+62=556,7 кВА;
Sкүн 5-6= SкүнТП3= 498кВА;
Sкүн 4 -5= ΔSкүнТП4 + Sкүн 5-6= 498+283=781 кВА;
Sкүн 3-4= ΔSкүнТП3 + Sкүн 4 -5= 781+161,3=942,3 кВА;
Sкүн 2-3= ΔSкүн3-7 + Sкүн 3-4= 942,3+442=1384 кВА;
Sкүн 1-2= ΔSкүнТП2 + Sкүн 2-3= 1384+55,7=1439,7 кВА;
Sкүн 0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2= 1439,7+38,1=1477,8 кВА;
Ф-1 желісінің кешкі максимумының есебі
Sкеш 11-12= SкешТП9 = 95 кВА;
Sкеш 10-11= SкешТП10 + ΔSкеш 11-12= 256+70,7=296,7 кВА;
Sкеш 7-10= ΔSкешТП8 + Sкеш 10-11= 296,7+88=384,7 кВА;
Sкеш 7-8= SкешТП7 = 86 кВА;
Sкеш 7-8= ΔSкешТП6 + Sкеш 8-9= 86+41=127 кВА;
Sкеш 3-7= SкешТП4 = 240 кВА;
Sкеш 4-5= ΔSкешТП4 + Sкеш 5-6 = 240+176=416 кВА;
Sкеш 3-4= ΔSкеш4 -5 + Sкеш ТП3 = 416+139=555 кВА;
Sкеш 2-3= ΔSкеш3-4 + Sкеш 3-7 = 555+382=937 кВА;
Sкеш 1-2= ΔSкеш2-3 + Sкеш ТП2 = 937+110=1047 кВА;
Sкеш 0-1= ΔSкеш1-2 + Sкеш ТП1 = 1047+38,8=1085,8 кВА;
Ф-2 желісінің күндізгі максимумының есебі
Sкүн 13-14= SкүнТП12 =55 кВА;
Sкүн 12-13= ΔSкүнТП11 + Sкүн 13-14= 55+11,3=66,3 кВА;
Sкүн 8-12= ΔSкүнТП10 + ΔSкүн 12-13 =66.3+25.4=91.7 кВА;
Sкүн 10-11= ΔSкүнТП9=36 кВА;
Sкүн 9-110= ΔSкүнТП8 + ΔSкүн 10-11 =386+24.1=410.1 кВА;
Sкүн 8-9= Sкүн9-10 + ΔSкүн 17 =410.1+288=698.1 кВА;
Sкүн 7-8= ΔSкүн8-12+ Sкүн 8-9 =698.1+68.2=766.3 кВА;
Sкүн 6-7= ΔSкүнТП6 + ΔSкүн 7-8=766.3+13=779.3 кВА;
Sкүн 1-6= ΔSкүнТП5 + ΔSкүн-7 =779.3+46.5 кВА;
Sкүн 4-5= SкүнТП4 =78 кВА;
Sкүн 3-4= SкүнТП3 + Sкүн 4-5 =86+57=143 кВА;
Sкүн2-3= ΔSкүнТП2 + Sкүн 3-4 =143+70.7=213.7 кВА;
Sкүн18-3= ΔSкүнТП1 + ΔSкүн 2-3 =213.7+33.4=247.1 кВА;
Sкүн 0-1= SкүнТ1-6 + ΔSкүн 1-2 =825.8+19.1=1015.1 кВА;
Ф-2 желісінің күндізгі максимумының есебі
Sкеш 13-14= SкешТП12 =56 кВА;
Sкеш 12-13= ΔSкешТП11 + Sкеш 13-14= 56+13=66 кВА;
Sкеш 8-12= ΔSкешТП10 + ΔSкеш 12-13 =84+51=135 кВА;
Sкеш10-11= ΔSкешТП9=36 кВА;
Sкеш 9-110= ΔSкешТП8 + ΔSкеш 10-11 =204+25=229 кВА;
Sкеш 8-9= Sкеш9-10 + ΔSкеш 17 =299+144=373 кВА;
Sкеш 7-8= ΔSкеш 8-12+ Sкеш 8-9 =373+102=475 кВА;
Sкеш 6-7= ΔSкешТП6 + ΔSкеш 7-8=475+13=488 кВА;
Sкеш 1-6= ΔSкешТП5 + ΔSкеш 6 -7 =488+65=552 кВА;
Sкеш 4-5= SкешТП4 =84 кВА;
Sкеш 3-4= SкешТП3 + Sкеш 4-5 =128+62.5=190.5 кВА;
Sкеш2-3= ΔSкешТП2 + Sкеш 3-4 =190.5+95=285.5 кВА;
Sкеш18-3= ΔSкешТП1 + ΔSкеш 2-3 =285.5+67=352.5 кВА;
Sкеш0-1= SкешТ1-6 + ΔSкеш 1-2 =552+277=829 кВА;
2.2 сурет Ф-2 желінң есептік сұлбасы
Ф-3 желісінің күндізгі максимумының есебі
2.3 сурет Ф-3 желісінің есептік сұлбасы
Sкүн 4 -5= SкүнТП5= 30 кВА;
Sкүн 3-4 = ΔSкүнТП5 + Sкүн ТП4= 30+18=48 кВА;
Sкүн 2-3= ΔSкүнТП3 + Sкүн 3-4 = 48+28,1=76,1 кВА;
Sкүн 1-2= ΔSкүнТП2 + Sкүн 2-3= 76,1+15,5=91,6 кВА;
Sкүн 0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2= 91,6+16,5=108,1 кВА;
Ф-3 желісінің кешкі максимумының есебі
Sкеш 4 -5= SкешТП5 = 52 кВА;
Sкеш 3-4= Sкеш 4 -5 + ΔSкеш ТП4 = 56+38=94 кВА;
Sкеш 2-3= Sкеш3-4 + ΔSкеш ТП3 = 96+70=166 кВА;
Sкеш 1-2= Sкеш2-3 + ΔSкеш ТП2 = 166+26,8=192,8 кВА;
Sкеш 0-1= Sкеш1-2 + ΔSкеш ТП1 = 192,8+23,6=276,4 кВА;
Ф-4 желісіндегі электрлік жүктемелердің есебі
Sкүн 19-20= SкүнТП21 =96 кВА;
Sкүн 18-19= ΔSкүнТП120 + Sкүн 19-20= 96+28,4=124,4 кВА;
Sкүн 11-18= ΔSкүнТП119 + ΔSкүн 18-19 =124,4+32,1=156,5 кВА;
Sкүн 15-16= ΔSкүнТП17=38 кВА;
Sкүн 14-15= ΔSкүнТП16 + Sкүн 15-16 =56+25,4=81,4 кВА;
Sкүн 13-14= Sкүн9-15+ ΔSкүн 14-15 =81,4+16,5=97,9 кВА;
Sкүн 13-17= Sкүн18=52 кВА;
Sкүн 12-13= ΔSкүнТП14 + Sкүн 13-14+ Sкүн 13-17 =97,9+37,7+15,5=151,1 кВА;
Sкүн 11-12= ΔSкүнТП13 + Sкүн12-13 =151,1+16,5= 167,6 кВА;
Sкүн 7-11= ΔSкүнТП11-18 + Sкүн11-12 =167,6+118,7= 286,3 кВА
Sкүн 9-10= SкүнТП10 =138 кВА;
Sкүн 8-9= SкүнТП10 + Sкүн 9-10 +ΔSкүнТП9 =225+103+29,6=357,6 кВА;
Sкүн7-8= SкүнТП8-9 + Δ Sкүн ТП 8 =357,6+33,4=391 кВА;
Sк Sкүн 8-9= SкүнТП10 + Sкүн 9-10 +ΔSкүнТП9 =225+103+29,6=357,6 кВА;
Sкүн7-8= SкүнТП8-9 + Δ Sкүн 8 =357,6+33,4=391 кВА;
Sкүн2-7= ΔSкүнТП7-11 + Sкүн 7-9 + ΔSкүнТП12=391+223,7+36,5=651,2 кВА;
Sкүн 4-5= SкүнТ5 + ΔSкүн ТП ТП 6 =56+18=74 кВА;
Sкүн2-7= ΔSкүнТП7-11 + Sкүн 7-9 + ΔSкүнТП12=391+223,7+36,5=651,2 кВА;
Sкүн 3-4= SкүнТП4-5 + ΔSкүнТП4=74+38,7=112,7 кВА;
Sкүн 2-3= Sкүн3-4 + ΔSкүн ТП 3=112,7+37,7=150,4 кВА;
Sкүн 1-2= Sкүн2-7 + ΔSкүн 2-3=651,2+115=766,2 кВА
Sкүн0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2 + ΔSкүнТП2=766,2+72+29,6=87,8 кВА;
Ф-4 желісінің кешкі максимумының есебі
Sкеш 19-20= SкешТП21 =138 кВА;
Sкеш 18-19= ΔSкешТП 20 + Sкеш 19-20= 138+62,5=200,5 кВА;
Sкеш 11-18= ΔSкешТП 19 + ΔSкеш 18-19 =200,5+64=264,5 кВА;
Sкеш 15-16= ΔSкешТП17=78 кВА;
Sкеш 14-15= ΔSкешТП 16 + Sкеш 15-16 =90+57=147 кВА;
Sкеш 13-14= Sкеш 9-15+ ΔSкеш 14-15 =147+26.8=173,8 кВА;
Sкеш 12-13= ΔSкешТП14 + Sкеш 13-14+ ΔSкеш ТП 18 =173,8+26,8+70=220,6 кВА;
Sкеш 11-12= ΔSкешТП13 + Sкеш12-13 =220,6+16,5=237,2 кВА;
Sкеш 7-11= ΔSкешТП11-18 + Sкеш11-12 =26,5+170=434,5 кВА
Sкеш 9-10= SкешТП11 =96 кВА;
Sкеш 8-9= ΔSкешТП10 + Sкеш 9-10 +ΔSкешТП9 =225+70+41=336 кВА;
Sкеш7-8= SкешТП 8-9 + Δ Sкеш ТП 8 =336+67=403 кВА;
Sкеш2-6= ΔSкешТП7 + Sкеш 6-7 =784,1+67=851,1 кВА;
Sкеш 4-5= SкешкешТП5 + ΔSкеш ТП 6 =56+33,2=89,2 кВА;
Sкеш 3-4= Sкеш4-5 + ΔSкешТП4=89,2+40=129,2 кВА;
Sкеш 2-3= Sкеш3-4 + ΔSкеш ТП 3=129,2+71=200,2 кВА;
Sкеш 1-2= Sкеш2-7 + ΔSкеш 2-3=851,1+155=1006,1 кВА
Sкеш0-1= ΔSкешТП1 + Sкеш 1-2 + ΔSкешТП2=1006+108+39,5=1154 кВА;
2.4 сурет Ф-4 желісінің есеатік сұлбасы
2.2. 3510 кВ қосалқы станциясында есептік жүктемені анықтау
10 кВ АЖ-ң максималдық есептік күндізгі және кешкі жүктемелері 2.1
кестесінде келтірілген.
2.1 кестесі
Фидердің аты Максималдық есептік жүктеме. Cos φ орташа мәні
кВА
күндізгі кешкі күндізгі кешкі
Фидер №1 1477,8 1085,8 0,78 0,87
Фидер №2 1015,9 829 0,76 0,82
Фидер №3 108,1 216,4 0,76 0,82
Фидер №4 867,8 1154 0,78 0,87
3510кВ ҚС есептік 3098,3 2889
куаты
Cos φ орташа мәні [6] -ден қабылданған. Желілер жүктемелерін қосуды қуаттар
үстемелерін ескеріп күндізгі және кешкі максимумдар үшін бөлек жүргізеді.
Желінің есептік жүктемесін есептік мерзімнің соңында өсудің динамика
коэффициентін ескере, қабылдайды, ол [1]-ге сэйкес кр=1,3 тең.
ΣSкүн = Sкүн 1 + ΔSкүн 2 + ΔSкүн 3 + ΔSкүн 4
=1477,8+839,7+79,5+701,3=3098,3 кВА
ΣSкеш = Sкеш 1 + ΔSкеш 2 + ΔSкеш 3 + ΔSкеш 4 =1154+667+900+168=2889 Ква
3510 кВ ҚС-ң максималдық есептік қуаты 3098,3 кВА тең (күндізгі
максимум).
2.3. Кернеуі 3510 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау Екі
трансформаторлы қосалқы станция трансформаторының Sн номиналдық қуаты
келесі шарт бойынша таңдалады [1,2]:
Sн =Sркn
мұнда Sp - қосалқы станцияның максималдық есептік қуаты, кВА (Sp
=2941кВА) кn - трансформатордың асқын жүктеме коэффициент! (кn ≤ 1,4).
Бүл шарттар технологиялық жобалаудың нормаларына сәйкес қабылданады: екі
трансформатордың біреуінің апатты ағытылғанында екіншісі 40% асқын
жүктемемен қосалқы станцияның барлық түтынушыларын қорекпен қамтамасыз ету
керек:
Sн ≥ 3098,31,4=2213 кВА
Қосымша қуаты Sн.m = 2500 кВА трансформаторды орнатуға шешім
қабылданды.
Трансформатордың апаттық режимдегі асқын жүктемесін анықтайды:
кn = ((Sp – Sн) Sн)∙100=((3098-2500)2500)∙100=23,9 %
бұл 40%-тік шектемді мәнінен аз:
23,9% 40%,
Таңдалған трансформатордың төлқұжат деректері [7]:
• трансформатордың типі, ТМН;
• номиналдық қуаты, SH.m -2500 кВА;
• номиналдық кернеуі, UBH - 35 кВ; Uнн = 11 кВ;
• қысқа түйықталу кернеуі, Uк = 6,5 %;
• орамдардың сұлбасы және жалғану
• бос жүрістегі куат шығындары , Рхх =5,1 кВт;
• орамдағы қуат шығындары, Р кз =25,5 кВт;
• бос жүріс тоғы, Іхх =1,4 %;
• тармақтарды қайта қосу түрі - РПН;
• реттеу шектері және сатылар саны: ± 6 х 1,5.
2.4. 35 кВ қоректендіруші торапты есептеу
Электр тораптарын есептегенде басты мэселе сымдардың қимасын анықтау
болып табылады.
Электр тораптары тек сирек кездесетін жағдайларда барлық үзындығында
бір қималы сымдармен орындалады. Әдеттегіде сымдардың қимасы бірдей емес
жэне желінің соңына қарай кішірейе береді.
Электр тораптарын есептеудің бір қатар әдістері бар: кернеудің
шектемді шығындары, тоқтың теракты тығыздығы, түрлі-түсті металдың ең аз
шығыны шарттары бойынша және т.б.
Жобада электр тораптарын есептеу яғни 35 кВ және одан жоғары кернеулІ
ауа желілері сымдарының қимасын таңдау тоқтың экономикалық тығыздығы
бойынша. анықталады.
{_АЖ-35 кВ қоректендіруші желісінің есептік сұлбасын келтірейік.
2952-J1917 2012-J1100 243-J265 1523-J1377
2628-J2372
1480-J1174 2353-J1764 1910-J1612
1605-J1495
2.5.сур. 35 кВ қоректендіруші тораптың есептік сүлбасы
35 кВ тораптың бөлек айландарындағы активтік және реактивтік қуаттары
анықталады:
РІшІ=(∑Рі Iі-2ш) ∑Ii=(1480*70+2353*50+1910*35+1605*2 0)90=3557 кВт
Qimi=(∑Qi*Ii-2m) ∑Ii (li74*70+1764.50+1612*35+1495.20)9 0-2852 кВт
Р2ш-4= ∑ Р-РІшІ=7348-3557=3791 кВт
Q2ш-4= ∑Q-Q1ш1=6045-2852=3193 кВт
Активтік және реактивтік қуаттардың тоғы бөлінетін нүкте-"2" Қалыпты
режимде ең көп қуат 2ші -4 айланымда беріледі:
S2ш64= 3791 -j 3193 = 4956 кВА.
Сымның экономикалық қимасы келесі өрнекпен анықталады [1]
Рэ=Ірjэ
мұнда: I р - АЖ -35 кВ айланының есептік тоғы, А;
]э - токтың экономикалық тығыздығы жобаланып жатқан ауданның
жағдайларына сәйкес оны 1,4 Амм тең деп қабылдайды. Айланның есептік тогын
келесі формуладан анықтайды:
I р ==S(√3*Un)=4956(l,73-35)=82A,
Оған сэйкес экономикалық қима тең
Ғэ =821,4= 58,6 мм2
[ 5 ] сэйкес, магистралдық желілерде АЖ-35 кВ сымдарының қимасын
r\
AC маркасы үшін 95 мм кем болмау керек. АЖ-35 кВ
барлық айландарында АС-95 сымын кабылдайды.
Қалыпты режимде Евгеневка қосалқы станциясының 35 кВ шиналарына дейінгі
кернеу шығындары анықталады.
Ауа желілерінің кернеу шығындарын келесі формуламен табады:
ΔU=(Pro+Qx0)Un)*I
мүнда I - айлан үзындығы, км;
r0 , xo - АЖ сымдарының меншікті активтік жэне индуктивтік кедергілері,
Омкм.
2.5 Трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау
3510 кВ екіорамды трансформаторда кернеу шығындары келесі өрнектен
анықталады:
ΔUT%=β( UA%cosφ+ UP%sinφ)
мүнда β (- трансформатордың жүктелу коэффициентi ;
β = Sp2e Sht - екітрансформаторлы қосалқы станция үшІн,
мүнда: SP -3510кВ ҚС 10 кВ шиналарындағы есептік қуат, кВА;
SHT - трансформатордың номиналдық қуаты, кВА:
β = 30982-2500=0,62
Қысқа түйықталу кернеуінің активтік қүраушысы:
ΔUA%- (Ркт SНТ)*100-(25,5*100)2500=1,02%
мұнда Ркг. - 3510 кВ трансформаторының орамдарындағы қуат шығындары, кВт.
Қысқа тұйықталу кернеуінің реактивтік қүраушысы:
мұнда U2K%- қысқа тұйықталу кернеуі. Онда
Кернеуі 100.4 кВ трансформаторларда кернеу шығындарын (шамамен)
максималдық жүктемеде, яғни 100% -да , 4% тең және минималдық жүктемеде
яғни 25%-да, 1% тең алады.
2.6. 10 кВ торапты есептеу жолдарды
[ 3 ] сэйкес 10 кВ АЖ сымдарының қимасы, кернеу шығындары кейін
тексеріліпркономикалық дерелер бойынша таңдалады.
АЖ сымдарының қимасын таңдағанда кесте мәліметтерін пайдаланады [1,2 ].
Сымдардың қимасы жүктемеге, ауданның ауа-райы жағдайына, тіректердің
материалына жэне жүктеменің өсу қарқынына тэуелді. Қосалқы станция
жобаланатын аудандағы ауа-райы жағдайлары :
• көк мүз қабыршағының қалыңдығы — в =5 мм;
• желдің жылдамдығы - v = 21 мс;
• тіректер типі - темірбетон.
Сым қимасын таңдаудың есебі келесі ретпен жасалынады:
1. Айланның есептік қуатын анықтайды[8
2. [1,5 ]-ң кестелерінен АЖ-ң әрбір бөлек алынған айланы үшін сымдардың
қимасы анықталады;
3. Сымдардың таңдалған қималары үшін максималдық есептік жүктемелерде
есептік мерзімнің соңына кернеу шығындарын анықтайды;
4. Сымдардың қималарын таңдағанда тенологиялық жобалаудың бар нормаларын
ескеру қажет [8];
5. Ауылшаруашылық түтынушыларын электрмен жабдықтауының
сенімділік шарттары бойынша 10 кВ АЖ магистралдарында АС-70 сымын
үсынады, ал тарайтын орында сымын [4].
2.7.Тораптарды кернеудщ ауытқу кестесін қүру
Кернеудің ауытқу кестесінің негізгі арналымы түгынушылардағы кернеудің
нормаланған ауытқуларын сақтағанда 10 жэне 0,38 кВ тораптарындағы кернеу
шығындарының ш2.3 кестесі
Ф-1желісінде сымдар қимасын таңдау және оларды кернеудің шектемді
шығындары бойынша тексеру
- минималдық жүктемелер режимінде (жүктеме 25% болғанда)
V25 =+5%-UH
Кернеудің ауытқу кестесі қоректендіруші қосалқы станцияның 10 кВ шинасына
ең жақын кернеуі 100,4 кВ ТП-ң және ең қашық 100,4 кВ ТП-ң 100% және 25%
жүктемелер режимдері үшін қүрастырылады.
Ф-3 фидерінің түтынушылары үшін кернеудің ауытқу кестесін
қүрастырады.(2.2 кестесі).
2.2 кестесі
ектемді мэндерін анықтау больш табылады (өндірістік жүктемелер үшін ):
- максималдық жүктемелер режимінде (жүктеме 100% болғанда)
V100 =-5%-UH;
Электрмен жабдықтау Кернеу ауытқулары, %
Қашық ТГТ 1 00 4 Жақын ТП 100 4
кВ кВ
100% 25% 100% 25%
35 кВ шиналары +3,0 -1,0 +3,0 -1,0
Қоректендіруші АЖ -35 кВ -2 -0,5 -2 -0,5
3510 кВ Шығындар -3 -0,75 -3 -0,75
Түрақты үстемелер +(5)10 +(5)10 +(5)10 +(5)10
РГШ +2x1,5 -5x1,5 +2x1,5 -5x1,5
1 0 кВ шиналары +5 +0,25 +5 +0,25
1 0 кВ торабы -4 -1 0 0
1 00,4 кВ шығындар -4 -1 -4 -1
үстемелер +5 +5 +5 +5
ПБВ +2,5 0 -2,5 -2,5
0,38 кВ торабы -4,5 0 -6 0
Тұтынушыдағы кернеудің ауытқулары -5,0 +3,25 -5,0 +1,75
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, SP ұзындығы, кммаркасы,
нөмірі ,кВА қимасы
айланда 10 кВ
шиналарында
0-1 1477,8 1,4 АС-95 1,0 1,0
1-2 1439,7 0,2 АС-95 0,14 U4
2-3 1384 0,2 АС-95 0,13 1,27
3-7 556,7 0,77 АС-70 0,25 1,52
7-10 494,7 0,65 АС-50 0,23 1,75
10-11 435,2 0,4 АС-35 0,01 1,76
11-12 72 0,42 АС-35 0,026 1,781
11-ТП9 382 0,2 АС-35 0,065 1,85
АЖ - 10кВ ''Ф-1'' желісінде кернеудің максималдық шығындары
AUbax=l,85%, бұл Аидоп=4% шектемді шамасынан.
''Ф-2'' сымдар қимасын таңдау және оларды
кернеудің шектемді шығындары бойынша тексеру
2.4кестесі
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, sp үзындығы, маркасы,
нөмірі ,кВА KM қимасы
айланда ЮкВ
шиналарында
0-1 1015,9 4,62 АС-95 2,24 2,24
1-6 825,8 0,5 АС-70 0,24 2,78
6-7 779,3 1,2 АС-70 0,54 3,02
7-8 766,3 0,4 АС-70 0,18 3,2
8-9 698,1 0,12 АС-50 0,06 3,26
9-10 410,1 0,25 АС-35 0,09 3,35
10-11 36 2,7 AC-35 0,08 3,43
8-12 91,7 0,8 AC-35 0,06 3,26
12-13 66,3 1,08 AC-35 0,06 3,32
13-14 55 1,0 AC-35 0,05 3,37
АЖ - 1 ОкВ ''Ф-2" кернеудіңмаксималдық шығындары AUbax-3,13%, бүл Аидоп=4%
шектемді шамасынан.
"Ф-3'' желісінде сымдар қимасын таңдау және оларды кернеудің шектемді
шығындары бойынша тексеру
2.5 кестесі
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, Sp ұзындығы, кммаркасы,
нөмірі ,кВА қимасы
айланда 10 кВ
шиналарында
0-1 218,5 2,78 АС-35 0,52 0,52
1-2 193,5 1,54 АС-35 0,25 0,77
2-3 168,1 0,98 АС-35 0,14 0,91
3-4 95 1,96 АС-35 0,16 1,07
4-5 54 1,115 АС-35 0,05 1,12
АЖ- 10кВ ''Ф-4'' жүйесінде кернеудің максималдық шығындары %, бұл ΔUbax=4%
шектемді шамасынан.
“Ф-4” желісінде сымдар қимасын таңдау жэне оларды
кернеудің шектемді шығындары бойынша тексеру
2.6 кестесі
Есептік Есептік Айлан Сымның Кернеу шығындары,%
айланның қуат, sp үзындығы, кммаркасы,
нөмірі ,кВА қимасы
айланда 10 кВ
шиналарында
0-1 1162 0,3 АС-70 0,2 0,2
1-2 1012,2 1,17 АС-70 0,68 0,88
2-6 859,9 0,63 АС-70 0,31 1,19
7-11 444,6 0,77 АС-70 0,3 1,49
11-12 233,1 0,845 АС-35 0,17 1,66
12-13 216,6 0,555 АС-35 0,1 1,76
13-14 165,5 1,4 АС-35 . 0,2 1,96
14-15 149 0,28 , АС-35 0,04 2,0
15-16 78 1,19 АС-35 0,08 2,08
АЖ -10кВ “Ф-4” желісінде кернеудіңмаксималдық шығындары
ΔU=2,08%, бүл ΔUдоп=4% шектемді шамасынан.
2.2. Асинхронды қысқа түйықталған электр қозғалтқышын іскеқосқанда
0,38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру.
Қысқа тұйықталған асинхронды қозғалтқыш іске қосылғанда номиналды тоқтан
5... 7 есе артық ток түтынады және егер оның қуаты 100,4 кВ қоректендіруші
трансформатордың қуатымен шамалас болса, онда тораптағы кернеудің үлкен
шығынына байланысты қалыпсыз режим пайда болады, ол келесі жағдайларға
келтІруі мүмкін - біліктегі іске қосу иінкүшінің жеткіліксіз мэніне
байланысты қозғалтқыштың іске қосылмай қалуы;
- жұмыс істеп тұрған қозғалтқыштардың тоқтап қалуы (опрокидывание)
Қозғалтқыштың іске қосылуын қарапайымдатып есептегенде келесі шарттарды
қабылдайды [1...5 ]:
- іске қосылатын электр қозғалтқыштарындағы кернеу номиналдыдан 30% көп,
емес, ал жүмыс істеп түрған қозғалтқыштардың қысқыштарында 20% артық
төмендемеу
керек.
8нт-160кВА
UK%=4,5% ТП 100,4 кВ АЖ-0,38кВ
АҚ
Ркт=2,65кВт L=0.1 км
4А200М2УЗ
Рн=37кВт; kj=7
cos(p=0(9;r]-91%
2.6сур,Электр қозгалтқыштың торапқа қосылу сүлбасы Асинхронды қысқа
түйықталған қозғалтқышты қосқанда кернеу шығыны келесі формуламен
анықталады [1 ]:
ΔU%=(Z(ZT+Z3.n.)*100 ;
мүнда zЭ.П. - қозғалтқыштың қысқа түйықталуының толық
кедергісі, Ом; zt- тораптың кедергісі, Ом.
Қозғалтқыштың қысқа түйықталуының толық кедергісі келесі формуламен
табылады:
Zп.=UH( √З *Індkі.), Ом,
мүнда Інд. - асинхронды қозғалтқыштың номиналды тогы, А;
ki - жүргізгіш тоқтың еселігі. Қозғалтқыштың номиналды тогы келесіден
анықталады: Iн.д=Pн(√З*Uн*ή*cosφ)=3700(1.73*38 0*0.91*0.9*0.9)=69.5 A
мүнда UH - тораптың номиналды кернеуі (UH = 380 В). Онда:
z3.n= 380( √З *69,5*)=0,45 Ом ,
Тораптың кедергісі келесі формуламен анықталады
zт=zж+zm
мүнда zж - 0,4 кВ АЖ-ң кедергісі, Ом;
zm - 100,4 кВ трансформаторының кедергісі, Ом. 0,4 кВ АЖ-ң кедергісі
келесіден табылады zж= √ го,+х0*, Ом
мұнда го, х0 - сымның меншікті активтік жэне индуктивтік кедергілері,
Омкм;
1 - 0,4 кВ желісінің үзақтығы, км.
z=√(З0.83*0.83+0.*0.4)*0.1 =0,091 Ом,
100,4 кВ трансформаторының кедергісін келесі формуламен табады.,
zmp(Uk%100)* (Uam √З •Ін.ш.), Ом
мұнда Uk%- трансформатордың қысқа тұйықталу кернеуі;
UH , Ін -трансформатордың номиналдық кернеуі мен тогы. Трансформатордың
номиналды тогы
IH.m=SH.mV3 •UH=1601;730J38=243;4A мұнда SH.m - трансформатордың
номиналды қуаты осыдан:
zmp - (4,5100) (160lf73*24f4)=0017, Ом,
онда:
zт = 0,091+0,017 = 0,108 Ом .
Электр қозғалтқышты іске қосқандағы кернеу шығындары Uk%=
0,1087(0,108+0,45) *100% - 20,3 % ,
Бұл шектемдіден (20,3 30%) аз. Олай болса қозғалтқыштың іске қосылуы
қамтамасыз етіледі.
2.- 3510 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау-сұлбасын таңдау
Евгеневка қосалқы станциясында трансформаторлардың тізбегінде
қысқа тұйықтағышпен бөлгіші бар типтік көпірлі сүлбасын қабылдайды. 10 кВ
жағында секциялық ажыратқыш қалыпты жағдайда РАҚ-тың дайын режимінде
түрады. РАҚ(АВР)- резервті автоматты қосу (автоматическое включение
резерва).
10 кВ желісінде 10 кВ шиналарымен ажыратқыштар және айырғыштар арқылы
қосылған.
АЖ-10 кВ екі эсерлі АҚҚ(АПВ]автоматты қайта қосу құрылғысымен жабдықталған.
10 кВ шиналарының екі секциясында аспаптар мен релелерді қоректендіру үшін
НТМИ-10 кернеу трансформаторлары орнатылған, сонымен қатар 10 и 35 кВ
жақтарында вентилдік разрядтауыштардың жиынтығын қосу қарастырылған.
Қосалқы станцияның өзіндік мұқтажын қоректендіру Т- 1 жэне Т-2
трансформаторлары шықпаларындағы 1 0 кВ шина көпіріне тікелей жалғанған
100,4 кВ трансформаторларынан атқарылады Өзіндік мүқтаж
трансформаторлары арасында РАҚ жасалған.
3510 кВ қосалқы станциясының электрлік жалғауларының қабылданған сүлбасы
жобаның графикалық бөлімінің үшінші парағында келтірілген.
2.10. Электрмен жабдықтаудың сенімділігін қамтамасыз ету.
Жобалағанда ауылшаруашылық электр қабылдағыштарын электрмен жабдықтау
сенімділігінің нормативтік деңгейлері техникалық-экономикалық негізде
қамтылуға тиісті [9].
10 кВ тораптарда сенімділікті көтеру қүралдарын таңдау келесі жолмен
жүреді.
Екінші және үшінші категориялы түтынушыларды электрмен жабдықтау
сенімділігінің стандартын қамтамасыз ететін автоматты коммутациялық
аппараттардың саны және оларды орнату орны екі жақтан қоректенетін
екітрансформаторлы қосалқы станция үшін 10 кВ желінің L қосынды
үзындыгынан және Р есептік жүктемесінен тәуелді. Мүнда тұтынушылар
қосылған тармақтарды қосқанда желі айландарының максималдық үзындығы 12 км
аспау керек [1 ].
Автоматты коммутациялық аппараттардың санын номограмма бойынша таңдайды.
Графикте Р жэне 1 координаттары бар нүктені сала отырып,секциялық
ажыратқыштардың СА (СВ) және автоматты РАҚ (АВР) немесе айырғыш көмегімен
қолмен қосылатын тораптық резервтеудің тиімді жиынтығы аныкталады.
РАҚ қүрылғысының жайғасатын-орнын қосынды ұзындық бойынша желіні тең
бөлетін нүктелер арасынан таңдайды.
10 кВ желілік айырғыштарды тармақтарды қосқанда айлан үзындықтарын 3,5 км
және тармақтардың үзындықтарын 2,5 км асқанда айлан үзындығын шектеу үшін
магистральда қондырады.
Әрбір желілік айырғыштың жанында қысқа тұйықтау
нүсқаушыларын қондыру керек.
10 кВ желісінің әрнқайсысы бас және секциялық ажыратқыштарда АҚҚ(АПВ)
қүрылғыларымен, қ.т. орнына дейін қашықтықты алыстан өлшейтін құрылғымен
қамтылады.
3. Қысқа түйықтаду тоқтарын есептеу
Қысқа түйықтауларда үлкен тоқтардың себебінен тоқ жүретін бөлшектердің
температурасы көтеріліп, өткізгіштер мен оқшауламалар зақымдалуы мүмкін.
Мүнда дамитын электрдинамикалық күштер элёктр жабдығын қиратуы мүмкін.
Қысқа түйықтау салдарынан болатын кернеудің төмендеуі оның ұзақтығын
анықтағанда электр қозғалтқыштарының тоқтап қалуына соқтырады. Магистралды
тораптарда қысқа түйықталулар электр жүйесінің орнықтылығын бүзуы мүмкін,
бұл апаттың ең ауыр жэне ұзақ орнықты түріне жатады.
Олай болса, қысқа тұйықтау тоқтарының келеңсіз нәтижелерін барынша азайту
үшін қосалқы станцияларды жобалағанда қысқа түйықталу
тоқтарына дүрыс қарсы әсер жасау үшін қажетті жабдықты ретімен таңдай
білу керек, оүл үшін қысқа түиықталу токтарын есептеу керек.
Қысқа түйықтау тоқтарын есептеу қосалқы станцияның жабдығын таңдап, оларды
электрдинамикалық жэне қызу орнықтылығына тексеру, релелік қорғаныс және
апатқа қарсы автоматикасы мен сұлбаларды таңдау, және жерлендіргіш
қүрылғыларын есептеу үшін қажет.
Қысқа түйықтаау тоқтарын аталған және салыстырмалы бірліктерде жүргізуге
болады. Бірақ күрделі сүлбаларды аталған бірліктердің
көмепмен жүргізген ьңғайсыз, ол есепті қиындатады. Сондықтан қысқа
түйықтау тоқтарының есебін салыстырмалы базистік бірліктер арқылы
жүргізеді. Негізгі базистік бірлік ретінде базистік қуатын алады, оның
мәнін
Sб=100 МВА-ға тең етіп алады.
Электр тізбегіне кіретін элементтердің әр қайсысы өзінің кедергісімен
өрнектеледі. Сүлбаның балама кедергісін табу үшін барлық кедергілерді бір
базистік кернеуге келтіру керек. Базистік кернеуге бір сатының 1,05 -ке
көбейтілген номиналды кернеуге тең базистік кернеуі қабылданады:
U6 = 37 кВ; U6 = 10,5 кВ;, U6
= 0,4 кВ.
Қысқа түйықтаy тоқтарының есебщ екі режимде жүргізеді:
• максималды - қосалқы станция тіректі (негізгі) қосалқы станциядан
қоректенсе (шиналардың екінші секциясы 2 ш);
• минималды - қоректену шиналардың бірінші секциясынан 1ш болса.
Максималды және минималды режимдер үшін есептік
сүлбаларды келтіреді. АПК АРЭК мәліметтері бойынша тірек қосалқы
станциясының 35 кВ 1ш шиналарындағы үшфазалық қысқа түйықталу тоқтарының
мәндері тең:
шиналарында тең:
І(3)Кт=1,35кА;
[1]-н АЖ сымдарының меншікті активтік және индуктивтік кедергілерін жазып
алады:
АС-95 г0 =0,299 Омкм; х0 =0,4Омкм;
АС-70 г0 =0,42Омкм; х0 =0,4Омкм;
АС-50 г0 = 0,592 Омкм; х0 = 0,4 Омкм;
АС-35 г0 = 0,773 Омкм; х0 =0,4 Омкм;
Кернеудің бөлек сатыларында базистік тоқтар анықталады
Iбi=S6√3 •U61=1001,73*37=1,56 кА
Iбi=S6√3 •U62=1001,73*10.5=5,5 кА
Ібз=Sб √3*Uб3=1001.73*0.4=145 кА
3.1. Тораптың орын
Есептік сұлбаның бөлек элементтерінің кедергілері салыстырмалы базистік
бірліктерде анықталады. Жүйе кедергісі:
x11=IбIкз(3)=1.561.35=1.16—максим алдық режимде;
x1= Іб Ікз=1,561,2=1,3 — минималдық режимде
Базистік бірліктерге келтірілген сұлба элементтерінің кедергілері:
-35 кВ қоректендіруші желісінің кедергісі:
активтік
r22 =го*l* Sб U62 = 0,299-50-10037 = 1 , 1 - максималдық режим;
r12=ro*l *Se U62 = 0,299 -45-100372= 0,98 - минималдық режим;
индуктивтік.
Х22=х0-1' S6 U6 = 0,4-50-10037 = 1,44 - максималдық режим;
х12=х0-1- S6 Об = 0,4-45-10037 = 1,3 - минималдық режим.
мүнда l- жел ұзындығы, км;
г0,х0 - АС-95 маркалы сымның меншікті активтік және индуктивтік
кедергілері, Омкм;
S6 , Ua - кернеудің берілген сатысының қуаты, МВА және кернеудің, кВ
базистік шамалары.
- 3510 кВ трансформатор дың кедергісі: активтік
г3 =rm= (Ркз Sнm)*(Sб Syn) = (25,52500)-(10025)=041 ;
индуктивтік
х3 =xm- (UK%100)-(S6 SHm) = (6,5100)-(1002,5)=2,6 ,
- 10 кВ электр желісінің кедергісі (Фидер 2):
активтк
г4=г0-l4*SбUб2= 0,42 0,4*10010,52 =0,152 ;
индуктивтік
x4=xo*l4*Sб Uб2=0,4*0,4*10010,52=0,145 ;
активтік
r5=r0* l5* SбU62 = 0,42 -1,2*10010.52 = 0,456 ;
индуктивтік
х5=хо*l5*S б U62=- 0,4*1,2*10010.52 =0,435 ;
активтік
г6=го*l6* Sб U62 = 0,42*0.8*10010,52 =0304 ;'
индуктивтік
x6=x0*l6* Sб U62 = 0,4*0,8*10010,52 =0,29 ;
активтік
r7=r0*l7*Sб U62 =0,42*0,8*10010,52 = 0,304 ;
индуктивтік
x7=x0*l7* S6 U62 = 0,4*0,4*10010,5 2 =0,145 ;
активтк
r8=r0-l8* S6 U62 =0,42*0,4*10010,52 = 0,152 ;
индуктивтік
x8=x0*l8* S6 U62 = 0,4*0,4*10010,5 2 =0,145 ;
активтік
r9=ro*l9S6 U62 = 0,773 *0.5*10010,52 = 0,35
индуктивтік
x9=x0*l9* S6 U62 = 0,4*0,5*10010,5 2 =0,18 ;
- 100.4 кВ трансформатордың кедергісі:
активтік
г10= (Ркз SHm)*(S6 Syn) = (2,65160)*(1000,16)=10,35 ;
индуктивтік
х10= (UK%100)*(S6 SHm)= (4,5100)*(1000,16)=28,125 ;
- 0.4 кВ электр желісінің кедергісі (А-35маркалы сым, l=0,1 км);
- активтік
индуктивтк
x11=x0*l11* S6 U62 = 0,83*0,1-1000,4 2 =25 ;
3.2. Қьісқа түйықтау тоқтарын есептеу (максималдық ремде)
Электрмен жабдықтау жүйелерінде қ.т. тоқтарын анықтауды келесі
өрнектермен жүргізеді.
Максималдық режим
К- 1 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-1 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
11,16 21,1 21,44
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады:
xнәт=x14=x11+x2=1,16+1,44=2,6 ;
rнәт=r14=1,1 ;
zнәт= √z 213+x 213=2,82 .
К-1 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады:
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
3.1 сурет Электрмен жабдықтау (а) және орын ауыстыру (б) сұлбаларының
максималды режимі
Электрмен жабдықтау (а) және орын ауыстыру (б) сұлбаларының
максималдық режимі
- екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Іқт= √3 2 *ІКТ(3) = 0,87*0,55 = 0,48 кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тоғының лездік мәні ; iсок= √2*kсок*I(3 , кА
;
мүнда kCOK - соққьшық коэффициент!, оның мэні келесі өрнектен анықталады
kCOK =1-e -0,01Ta
мұнда Та =хнэт314гнэт - периодтық қүраушының уақыт түрақтысы ол [ 1 ]-
ден xH9Trt қатынасына сәйкес алынады. Бұл жолы хнэтгнэт
=2,61,1=2,36 тең болғанына
байланысты kCOK = 1 ,2 деп қабылданады
ісок = √ 2 * kCOK*Iкг=І 4*1б,2 *0,55=0, 3 ,кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мэні
Iсок=Iкг* √1+2(kCOK-1) 2 =0,57 , кА ;
К-2 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-2 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасы келтіріледі
141,1 142,6 30,41
32,6
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
xнәт=x15=x14+x3=2,6+2,6=5,2 ;
К-2 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Iкг=I бZнәт =1,02 кА
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Iкr(3)=IбZнәт =5,55,4=0688 кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мэні
ісок= √2 • kCOK- IKT(3) =1,41*1,34*1,02=1,92 кА ;
хнэтrнэт= 5,21,51=3,4 , тен болғанына байланысты
үшфазалық қ.т. соққылық тогының эсерлік мэні
I(3) = IKT(3)√1+2( +(kCOK-1) 2 =1,4 ,кА ;
К-3 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-3 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х16=х15+ х4+ х5 + х6+ х7+ х8+
х9=5,2+0,145+0,435+0,29+0,29+0,145+ 0,18=7,7;
гнэт = г1б= r15+ г4+ г5+ г6+ г7+
г8+г9=1,51+0,152+0,456+0,304+0,304+ 0,152+0,35=3,2 ;
К-3 нүктесІндегі қ.т. тогы анықталады: - үшфазалық қ.т. тогы (периодтық
құраушысы)
Ікг(3)=ІбZнэт -5,58,3 -0,66кА ;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Ікг(2)=I*0,87 = 0,87 * 0,66 = 0,57 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
хнэтгнзт= 7,73,2=2,4 , тен болғанына байланысты
ісок= √2 • kCOK- IKT(3) =1,41*1,22*0,66=1,1 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мәні
Iсок (3)=Iкг (3)* √1+2(kCOK-1) 2 =0,8 , кА ;
К-4 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-4 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
163,2 167,7 1010,35
1028,125
K-4
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х17=х16 +х10=7,7+28,125=35,8 ;
гнэт = г17= r16+ г10=3,2+10,35=13,55 ;
Zнәт=√r 217+x 217=36,55
К-4 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
IKT(3)=I6Zнәт =14536,5 -3,9 кА ;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
I(2)=Iб*0,87= 0,87 * 3,9 = 3,4 ; кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
ісоқ= √2 • kсоқ- IKT(3) =1,41*1,25*3,9=7 кА ;
хнәтгнәт= 35,813,55=2,6 , тен болғанына байланысты
kсоқ=1,25 ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мэні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =4,1 , кА ;
К-5 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-5 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасына келтіріледі
1112,77 1136,26 751,8
725 K-5
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнәтт= х11+х7 =3,26+25=61,26 ;
гнәт = г11+ r7=12,77+51,8=64,57 ;
Zнәт=√r 2+x 2=89 .
К-5 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
Iқт(3)=I6Zнәт =144,589 = 1,6 кА ;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
Іқт(2=Іб*0,87 = 0,87 • 1,6 = 1,39 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
іCOҚ= √2 • kCOҚ- IҚT(3) =1,41*1,038*1,6=2,34 кА ;
хнәтrнәт= 61,2664,57=0,95 қатынасы бойынша кестеден k соқ=1,038
қабылданады
- үшфазалық қ.т.соққылық тогының әсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =1,6 кА.
3.3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу
(Минималдық режим )
Электр торабы жүмысының минималды режимінде қ.т. токтарын есептеу
К-1 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-1 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х18=х12 +х12=1,3+1,3=2,6 ;
гнэт = г18= r13=0,98 ;
Zнәт=√r 218+x 218=2,78.
К- 1 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
IKT(3)=I6Zнәт =1,562,78=0,56 кА ;
Екіфазалық қ.т. тогы (периодтық құраушысы)
-үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
ісоқ= √2 • kсоқ- IKT(3) =1,41*1,25*0,48=1,47 кА ;
хнәтгнәт= 2,60,98=2,65 , тен болғанына байланысты
k соқ=1,25 ;
үшфазалық қ.т. соққылық тогының эсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =0,76 , кА ;
К-2 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-2 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру ехсмасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт= х19=х18 +х13=2,6+2,6=5,2 ;
гнэт = г19= r18+ г3=3,2+10,35=13,55 ;
хнэт= х17=х16 +х10=7,7+28,125=35,8 ;
Zнәт=√r 217+x 217=5,3 ;
К-2 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
IKT(3)=I6ZH3T -5,55,3 = 1,0З кА ;
-екіфазалық қ.т. тоғы (периодтық құраушысы)
1қт(2)=Іб-0,87*0,87*1,03 = 0,9 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тоғының лездік мэні
ісоқ= √2 • kсоқ- IKT(3) =1,41*1,4*1,4=2,03 кА ;
Хнәтrнэт 5,21,39=3 ,74 , тең болғанына байланысты
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мәні
ісоқ= √2* kсоқ* IKT(3) =1,41*1,4*1,03=2,03 кА ;
хнәтгнәт= 5,21,39=3,74 , тен болғанына байланысты
k соқ=1,4 ;
үшфазалық қ.т. соққылық тоғының әсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =1,17 кА ;
К-3 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-3 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнэт=х20=х19+х4+x5+x6+x7+x8+x9=5,2+ 0,145+0,435+0,29+0,29+0,145+0,18=
=6,7 ;
rнәт=r20=r19+r4+г5+ г6+ г7+
г8+г9=1,39+0,152+0,456+0,304+0,304+ 0,152+0,35=6,7
Zнәт=√r 217+x 217=7,4 ;
К-3 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
IKT(3)=I6ZHӘТ =5,57,4= 0,74 кА
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
ІКг(2)=Іб*0,87= 0,87* 0,74= 0,64 кА ;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
ісоқ= √2 • kCOK- IKT(3) =1,41*1,4*0,74=1,46 кА,
хнэтrнэт = 6,73,1=2,16 , тен болғанына байланысты
kcoK =1,4
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының эсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =0,85 , кА ;
К-4 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-4 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру схемасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнәт= х21=х20 +х10=6,7+28,125=34,8 ;
гнәт = г11= r20+ г10=3,1+10,35=13,4 ;
Zнәт=√r 217+x 217=37,3
К-4 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық күраушысы)
IKT(3) =I6ZHӘT=14537,3= 3,88 кА
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Ікт(2)=Iб*0,87= 0,87*3,88=3,37 кА
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мәні
хнәтгнәт=2,6 , тен болғанына байланысты
k соқ=1,42 ;
-ұшфазалық қ.т. соққылық тогының әсерлік мәні
Ісоқ(3)= Іқт (3) √1+ 2(к-1)2 =4,51 кА.
К-5 нүктесінде қ.т. тогын анықтау
К-5 қ.т. нүктесіне дейінгі орын ауыстыру сұлбасы келтіріледі
Қ.т. нүктесіне дейінгі балама кедергі анықталады
хнәт= х22=х21+х11=34,8+25=59,8;
rнәт = r22= r21+r11=13,4+51,8=65,2;
Zнәт=√r 217+x 217=88,5;
К-5 нүктесіндегі қ.т. тогы анықталады ;
- үшфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Ікт(3)=Іб2нәт -14588,5 = 1,63кА;
-екіфазалық қ.т. тогы (периодтық қүраушысы)
Іқт(2)=Іб,87 - 0,87 • 1,63 = 1,42 кА;
- үшфазалық қ.т. соққылық тогының лездік мэні
ісок- л2 • 1ссоқ- Ікт(3) -1,41•1,12•1,63=2,53 кА;
хнәтrнәт= 0,93,тнң болғанына байланысты
k соқ=1,12;
- үшфазалық қ.т.соққылық тогының әсерлік мәні
Iсоқ(3)=Iқт(3)* √1+2(kCOҚ-1) 2 =1,7 кА.
3.4 Бірфазалық қысқа тұйықтау токтарын есептеу
0,38 кВ тораптаында бірфазалық қ.т. токтарын аталған бірліктер жүйесінде
келесі өрнекпен анықтайды [1,5]:
Іқт(1)=Uф0,87 (Zn+Zm3) ;
Мұнда UФ -тораптың фазалық кернеуі (UФ = 220 В);
zm(1)3- 100,4 кВ қоректендіруші трансформатор фазасының бірфазалық қ.т.
тоғының ағуына жасайтын кедергісі, Ом;
zn - бірфазалық қ.т. тогы аққанда фаза - нөл түзағы сымдарының толық
кедергісі Ікт , Ом.
Қоректендіруші трансформатор фазасының кедергісі (zm(l)3) келесі
формуламен анықталуы мұмкін:
мұнда rmi және xm 1rm2 және хm2, гт0және хт0-трансформатордың тура, кері
және нөл реттіліктерінің активтік және индуктивтік кедергілері, олар
трансформатордың
типнен, қуатынан және орамдарының жалғау сұлбаларынан тәуелд.
Ісжүзінде zm(1) мәнін кестеден алады. Екіншіреттік кернеуі 380220 В және
жалғау сүлбасы трансформаторлар үшін zm(1) мәндері [1]-ң кестесінде
келтірілген.
Біздің жағдайда (Sn =160 кВА) Zm = 0,49 Ом қабылданады.
Фаза-нөл сымдары тұзағының толық кедергісін анықтау үшін келесі өрнек
пайдаланадыды:
zm = l х0н * √(r m1 +r m2 +r m0 ) (1) + √(r m1 +r m2 +r m0 ) (1):
мүнда: I - желі үзындығы, м;
r0н, r0н - фазалық және нөлдік сымдардың меншікті активтік кедергісі, омкм
• x 01- фаза-нөл түзағының меншікті сыртқы индуктивтік кедергісі, Омкм;
, х0н ,х0н - фазалық жэне ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz