220 кВ Талдықорған-Сарыөзек әуе желісін қайта құру

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 62 бет
Таңдаулыға:

1

2

3

4

Аңдатпа

Бұл дипломдық жобаның тақырыбы «220 кВ Талдықорған-Сарыөзек әуе

желісін қайта құру» деп аталады. Қазақстан Республикасының

электроэнергетикалық бағдарламасымен тұтынушыларды электр қуатымен

қамтамасыз етудің сенімділігін көтеру, электр желілерінің өткізу қабілетін

көтеру және әуе электр желісін қайта құру мәселесі қарастырылған.

Экономикалық бөлімде берілген желіні қайта құрудың техника-

экономикалық тиімділігін бағалау жүргізілген.

Адам өмірінің қауіпсіздігі бөлімінде кернеуі 110 кВ электр

қондырғыларын жөндеу барысында қойылатын электр құрылғыларын орнату

ережелерінің (ЭОЕ) талаптары, қосалқы станцияда өртке қарсы қолданылатын

іс шаралар, және трансформатордың шу деңгейін анықтау және бағалау.

Аннотация

Темой данной дипломной работы является «Реконструкция воздушной

линии 220кВ Талдыкорган

Сарыозек». Энергетическая программа

Республики Казахстан предусматривает повышение

надежности

электроснабжения потребителей, повышение электропроводимости и

восстановление воздушной линии электропередачи.

В экономическом разделе произведены технические экономические

обоснования реконструкции данной линии.

В разделе безопасности жизнедеятельности рассмотрено меры

пожарной безопасности на подстанциях, правила безопасности при

эксплуатации электрооборудования 110 кВ и расчет шума трансформатора.

Annotation

The theme of the diploma paper is “Reconstruction of 220 kW aerial circuit

of Taldykorgan-Saryozek”. The energy program of the Republic of Kazakhstan

makes provisions of improving reliability of electric power supply to a consumer,

increasing electrical conduction and reconstruction of aerial circuit.

In the economical part, it was conducted technical economical basis of the

line reconstruction.

The part of safety represents fire safety measures in electric power

substations, safety norms and rules in the course of maintenance of 110 kW electric

appliances and transformer voice computation.

5

Мазмұны

6

Кіріспе

Бұл жобада АО «KEGOC» компаниясына қарайтын, Қапшағай СЭС-нан

Талдықорған қосалқы станциясына жалғасатын ӘЖ-н қайта құру болып

табылады. Қазақстан республиксының электроэнергетиклық программасы

тұтынушылардың электр қамтамасыздандыруының сенімділігін арттыру,

өткізу қабілеттілігін жоғарылату және электрлік желілердің сақиналы болу

үшін ЭЖ-ін қайта құруды ескереді. Электрлік желілер электрлік

қабылдағыштарды, тұтынушыларды және қоректендіру көздерін біріктіру

үшін пайдаланылады.

Бұл есеп жеткілікті күрделі болып табылады,

өйткені электр

қабылдағыштардың саны көп және олардын орналасу аймағы үлкен болып

табылады. Желі схемасы жетілікті иілгіш болуы қажет. Тұтынушылардың

жүктемелерінің өзгеруі кезінде пайда болатын таратылатын қуаттылығына

қарай әр түрлі режимдерге және де бөлек желі элементтерінің шын

мәндерінде апатты өшірулерге бейімделген болуы керек. Электрлік желілерді

қайта құру кезіндегі шығындарды азайтуға тырысу керек, яғни ең тиімді

экономикалық шешімді қамтамасыздандыру қажет.

Электрлік желілердің дамуының негізгі техникалық бағыттары

қарастырылатын ауданда келесілер алдын-ала ескеріледі:

- ауыл шаруашылық бағытындағы желілердің ары қарай дамуы тәуеліз.

Қоректендіру көзінен әр тұтынушыға резервті қамтасыздандыру

мүмкіндігін қарастырады.

-Бұл жағдай егер 220 кВ желі негізгі бір тізбекті магистральдар болса

ғана орындалады, әртүрлі түйінді станциялардан 220 кВ резервті

қоректендіру автоматты енгізу өзара резервтелу байланыс жолдарымен

қамсыздандырады.

-Қарастырылған ауданда жаңа елді мекен салынуына байланысты

жүктеменің көбеюі және желілерді қайта құру қажеттілігі туындап отыр.

Қапшағай СЭС-н және Талдықорған қосалқы станциясын қосатын 220 кВ

желілердің қайта құрылуы, осы пунктардың арасында сапасы жоғары жиілікті

қамсыздандырады.

1976 жылы Қапшағай СЭС-нан Талдықорған қосалқы станциясы

аралығындағы ұзындығы 189, 4 км және 2 тармақтан тұратын №2033 әуе

желісі құрылған. Климаттық аудан бойынша II категорияға жатады. АС-

300\39 маркалы өткізгіш қолданылған.

7

1 Қолданыста бар электр тораптарын есептеу

1 кесте - Қарастыратын ӘЖ-ң жалпы мәліметі

Қайта құрылатын торап 220 кВ 3 қосалқы станциядан тұрады. Әр

қосалқы станция электр энергиясын 2 тәуелсіз қорек көзінен алатын немесе 2

желілік ЭБЖ болатындай бір бірімен сәйкес кернеу бойынша қосылады.

Максималды жүктеме кезінде аймақтағы пайдалану орташа уақыты.

T max = 2000 сағат

Электр энергиясын негізгі тұтынушылар:

а) металлургия өндірісі;

б) тамақ өнеркәсібінің кәсіпорындары;

в) электрлі теміржол көліктері;

г) комуналды-тұрмыстық тұтынушылар;

д) тағы басқалары.

Аймақтың геофизикалық сипаты:

- Алматы облысы Қазақстанның шығыс бөлігінде орналасқан;

- Аймақтың жер бедері таулы, биік жерлер (биіктігі 200-400 м) ;

- Шұғыл континентті климат, жазы ыстық, қатаң, созылмалы қыс.

Қаңтардағы орташа температура -19°С, тамызда 19-20°С. Жылдық жауын-

шашын мөлшері 290-300 мм.

Аймақтың климаттық параметрлері:

8

- мұз қату аймағы - II;

- 5 жылға 1 рет жер бетінің 10 м биіктік үшін көк мұздар қабырғаларың

нормативтік шамасы 5 мм құрап жатыр;

- Сәйкесінше 10 жылда 1 рет 10 мм;

- Желдің күші категориясы - III;

- Жер бетінен 15 м биіктік үшін шапшаң нормативтік жел күші:

5 жылда 1 рет

10 жылда 1 рет

15 жылда 1 рет

- Жер бетінен 15 м биіктік үшін жақындатылған жел күші:

5 жылда 1 рет

10 жылда 1 рет

15 жылда 1 рет

v =27 м/с;

v =29 м/с;

v =30 м/с.

1 сурет - Электр беріліс схемасы

2 сурет - Фазировка схемасы

9

1. 1 Өндірістік түйіндегі қуатты анықтау

Кернеуі 220 кВ Капшағай-Талдықорған торабын қайта құруға берілген

мандер cosφ және Tmax:

№126 «Сарыөзек» ҚС:

cosφ = 0, 89, tgφ= 0, 51, P=26МВт;

Q=P∙tgφ= 26∙0, 51=13, 26Mвap;

Tmax=3200 сағ.

№149 «Защита» ҚС:

cosφ = 0, 95, tgφ= 0, 33, P=13МВт;

Q=P∙tgφ= 13×0, 33=4, 3Mвap;

Tmax=3200 сағ.

№152 «Талдықорған»:

cosφ = 0, 87, tgφ= 0, 57, P=30, 6МВт;

Q=P∙tgφ= 30, 6×0, 57=17, 44Mвap;

Tmax=3200 сағ.

Капшағай СЭС:

cosφ = 0, 85, tgφ= 0, 62, P=69, 6МВт;

Q=P× tgφ= 69, 9×0, 62=43, 34Mвap;

Tmax=4200 сағ.

1. 1 кесте - Қосалқы станцияның берілгендері

10

1. 2 Қуатты торап бөліктеріне тарату

Қуат ағынын тарату есебі 1. 1 суреттегі схемада көрсетілген. Толық қуат

S анықталады:

S = P 2 + Q 2 МВ∙А

мұндағы P - активная мощность, МВт;

Q -реактивная мощность, МВар.

S A − 1 = 69, 6 + j43, 34 = 69, 62 + 43, 342 =82 МВ∙А,

(1. 1)

S

= 43, 6 + j29, 22 = 43, 62 + 29, 222 = 61, 77 МВА,

S2 − 3 = 30, 6 + j24, 92 =

30, 6 2 + 24, 92 2 =39, 46 МВ∙А.

1. 1 сурет - Қапшағай - Талдықорған электр торабы

S А − 1 = S1 + S 2 + S3 = 82 МВА,

S 1 − 2 = S 2 + S 3 = 61, 77 МВА,

S2 − 3 = S3 = 39, 46 МВА.

Қуат балансын есептеу

Q 1 + Q 2 + Q 3 = 16, 12 + 9, 78 + 24, 92 = 43, 34 MВap.

11

1. 3 Тораптың бөлік бойынша кедергісін есептеу

Тораптың бөлік бойынша кедергісін есептеу анықталады:

z = ( r 0 + jx 0 ) l , Ом

(1. 2)

мұндағы l - бөлік ұзындығы, км;

r 0 - Погонное активті кедергі, Ом/км;

x 0 - погонное индуктивті кедергі, Ом/км.

AACSRZ 251 маркалы өткізгіш үшін D cp = 5м анықтаймыз

r 0 = 0, 1473 Ом/км; x 0 = 0, 4 Ом/км; b 0 = 2, 85 ⋅10−6 См/ км;

z 0−1 = (0, 1473 + j 0, 4) ⋅ 89 / 2 = 6, 55 + j 17, 8 Ом,

z 1−2 = (0, 1473 + j 0, 4) ⋅ 89 / 2 = 6, 55 + j 17, 8 Ом,

z 2−3 = (0, 1473 + j 0, 4) ⋅11/ 2 = 0, 81+ j 2, 2 Ом.

1. 4 Максималды, минималды және апаттан кейнгі режимдегі

электрлік есептеу

1. 4. 1 Максималды режимде торап бөліктеріндегі токты анықтау

Максималды режимді есептеу кезінде ток көзінің кернеуі U=1, 1

U Η =231 кB.

Бір тораптағы желінің тоғы 0-1

I 0−1 =

S 0−1

3 ⋅U ном ⋅ n

, А

(1. 3)

мұндағы S 0−1 - бөлктегі ток күші 0-1, МВА;

n - бөліктегі торап саны 0-1, (n=2) .

I 0−1 =

82 ⋅103

3 ⋅ 231⋅ 2

= 103 A.

Желінің өткізгіштігі

B = n ⋅ b 0 ⋅ l ., См.

мұндағы ℓ - желінің ұзындығы, км;

n- желі саны;

12

(1. 4)

bo- желінің меншікті реактивті өткізгіштігі, См/км.

В 0−1 = 2 ⋅ 2, 85 ⋅10−6 ⋅ 89 = 2 ⋅ 253, 65 ⋅10−6 См.

Электр желісінің торабындағы орынбасу сұлбасы П-типті.

Зарядтық қуат мәнін анықтаймыз

Q 0 −1 =

U 2 B 0−1

2

, МВар

(1. 5)

Q 0−1 =

2202 ⋅ 2 х 253, 65 ⋅10−6

2

= 12, 3 MВap.

Басқа тораптардағы желіліердегі учаскілерге есеп жүргізу. Тораптарға

жүргізген есептеулерді 1. 2 кетеге енгіземіз.

1. 2 кесте - Максималды режимдегі торптағы берілген есептеулер

1. 4. 2 Минималды режимде торап бөлігіндегі токты анықтау

Минималды режимдегі ток көзінің кернеуі U=1, 05 Uном= 231кВ.

Минималды режимдегі жүктеме 0, 75 Smax.

Бір желідегі ток 0-1 (1. 3) .

I 0−1 =

0, 75 ⋅ S 0−1

3 ⋅U ном ⋅ n

0, 75 ⋅ 82 ⋅103

3 ⋅ 231⋅ 2

= 77, 3 A,

Зарядтық қуатты анықтаймыз (1. 5)

Q 0 −1 =

231 2 ⋅ 2 х 253, 65

2

=13, 5 МВар.

Желінің басқа бөліктеріне есептеулер жүргіземіз. Алынған есептеулерді

1. 3 кестеге қоямыз.

1. 3 кесте - Минималды режимдегі есептеулер

1. 4. 3 Апаттан кейнгі режимдегі жүктеме тоғын анықтаймыз

Апаттан кейінгі режимде қолданылатын кернеу U=1, 1 U Η =242кB.

Тораптағы бір желінің тоғы 0-1 (1. 3)

I 0−1 =

S 0−1

3Un

82 ×103

3 × 242

= 195, 86 А,

Заряд қуатын анықтаймыз (1. 5)

Q 0 −1 =

242 2 ⋅ 2 х 253, 65

2

=14, 85 МВар.

Тораптағы басқа бөліктерді анықтау. Есептерді 1. 4 кестеге қоямыз.

1. 4 кесте Апаттан кейнгі режимдегі есептеулер

14

1. 2 сурет - Электр торабының орынбасу сұлбасы

1. 5 Жүктеме түйініндегі кернеуді анықтау

1. 5. 1 Максималды жүктеме режиміндегі кернеуді есептеу

Ток көзіндегі кернеу U=1, 1 U Η = 231 кB.

U 1 = U 0 −

P 0−1 R 0−1 + ( Q 0−1 − Qe ) x 0−1

U 0

, кB

(1. 6)

U 1 = 231 −

69, 6 ⋅ 6, 55 + (42, 34 −12, 3) ⋅17, 8

231

= 226, 7 кB.

U 2 = U 1 −

P 1 − 2 ⋅ R 1 − 2 + (Q 1 − 2 − Q ) ⋅ x 1 − 2

U 1

(1. 7)

S1 − 2 = 43, 6 + j29, 22 = 43, 62 + 29, 222 = 61, 77

U 2 = 226, 7 −

43, 6 ⋅ 6, 55 + ( 29, 22 − 12, 3 ) ⋅ 17, 8

226, 7

= 224 кB,

U3 = U 2 −

P2 − 3 ⋅ R2 − 3 + ( Q2 − 3 − Q ) x2 − 3

U 2

(1. 8)

U 3 = 224 −

30, 6 ⋅ 0, 81 + ( 24, 92 − 1, 5 ) ⋅ 2, 2

224

= 223, 65 кB.

Шыққан мәндерді 1. 5 кестеге қоямыз

1. 5 кесте - Максималды жүктеме режимінде қосалқы станциядағы

кернеу деңгейі

15

Кернеулердегі ауытқу номиналды тең: ∆U i = U H − U i немесе пайызда

∆U=

∆ U i

U H

⋅100 %.

1. 5. 3 Апатты жүктеме режимінде кернеуді анықтаймыз

Қос желінің біреуі үзілген кезде ең ауыр апат болып табылады 0-1.

U 1 = U 0 −

P 0−1 ⋅ 2 ⋅ R 0−1 + 2 ⋅ ( Q 0−1 − Qe ) ⋅ x 0−1

U 0

(1. 9)

U 1 = 231 −

69, 6 ⋅ 2 ⋅ 6, 55 + 2 ⋅ (42, 34 − 12, 3) ⋅17, 8

231

= 222, 4 кВ,

U 2 = U 1 −

P1 − 2 ⋅ 2 R1 − 2 + 2 ⋅ ( Q1 − 4 − Qe ) ⋅ x1 − 2

U 1

(1. 10)

U 2 = 222, 4 −

30, 6 ⋅ 2 ⋅ 6, 55 + 2 ⋅ ( 24, 92 − 12, 3 ) ⋅ 17, 8

222, 4

= 218, 6 кВ,

U 3 = U 2 −

P 2−3 ⋅ 2 ⋅ R 2−3 + 2 ⋅ ( Q 4−5 − Qe ) x 2−3

U 2

(1. 11)

U 3 = 218, 6 −

30, 6 ⋅ 2 ⋅ 0, 81 + 2 ⋅ ( 24, 92 − 1, 5 ) ⋅ 2, 2

218, 6

= 217, 9 кВ.

1. 6 кестеге шыққан мәндерді қоямыз

1. 6 кесте - Апатты жүктеме режимінде қосалқы станцияның кернеу

деңгейі

Кернеулердегі ауытқу номиналды тең: ∆U i = U H − U i немесе пайызда

∆U=

∆U i

U H

⋅ 100 %.

Осы есептеулерден қортындылай келгенде:

- максималды, минималды және апаттан кейінгі режимдерде берілген

тораптағы барлық өзектегі кернеудің төмендеуі ГОСТ-қа сәйкес келеді;

16

- максималды, минималды және апаттан кейнгі режимдерде тораптағы

бөліктердегі тоқтың мәні созылмалы рұқсат етілген тоқтың мәнінен аз.

Осы есептеулер қосымша жаңа қуат қосылуынсыз жасалған. Берілген

аймақта жоспарда жаңа ауыл пайда болуына және қуаттың өсуіне

байланысты.

220 кВ Қапшағай - Талдықорған энергосистемасының қуаты 2010

жылға дейін жүктеменің өсуіне есептелген, ал қазіргі уақытта және келесі

жылдары жаңа қуат көздерін енгізу қарастырылуда. Қапшағай СЭС-нан

қоректенетін 220 кВ екі тізбекті желісін қайта құру қарастырылған.

Электр тораптарының дамуының 5 түрі қарастырылады.

Қапшағай қаласының болашақтағы салынатын жаңа өндіріс

объектілерін, электр желісінің нұсқаларын қарағанда ескеру керек.

Тораптың конфигурациясын таңдау.

220 кВ Қапшағай - Талдықорған электр желісінің болашақтағы даму

схемасы.

1. 6 Есептеген режимдерді RASTR программасы арқылы тексеру

1. 3 сурет - Орынбасу сұлбасы

Нормалды режим

1. 3 сурет - Аймақ пен шығын Q

17

1. 4 сурет - Аймақ пен шығын

1. 5 сурет - Шыққан сұлбасы

Аппатты режим

1. 6 сурет - Аймақ пен шығын Q

18

1. 7 сурет - Аймақ пен шығын

1. 7 сурет - Шыққан сұлбасы

Жалғасы Қосымша А -да.

19

2 Нұсқа бойынша капитал салымдарын анықтау

2. 1 Торап бөліктерінідегі өткізгіш маркасын таңдау

Экономикалық сәйкес желілер қималарын таңдау, ток тығыздығының

нормативті мәнінің көмегімен жүргізіледі. Максимум қуат көзін қолдану

уақытына (Т max ) байланысты, токкүшінің экономикалық тығаздығы келесі

формуламен есептеледі [4] .

I i =

S max i

3 U H

(2. 1)

мұндағы S max i - бөліктегі қуаттың асқын тоғы, МВА;

Uном - есептелген аумақтағы номиналды кернеу, кВ.

220 кВ әуе электр желілері үшін стандартты желілер қимасын

таңдаймыз[4] .

1 - Нұсқа

Берілген АС 300/39 маркалы өткізгішті АС 240/24 маркалы өткізгішке

ауыстырамыз.

Нормалды жұмыс режимі кезінде 1-3 желідегі ажыратқыштар

өшірілген.

I1−3 =

S1−3

3 ⋅U H ⋅ 2

82 ⋅103

3 ⋅ 220 ⋅ 2

= 108 А.

Максималды жүктемені қолдану уақыты Тмак=4100 сағ. тең, ол уақыт

үшін токтың экономикалық тығыздығын [4] j э = 1, 0 А / мм2 тең деп аламыз.

Cонда өткізгіштің қимасы

F1 − 3 =

108

1, 0

= 108мм 2 .

АС

240/24

өтеізгіш маркасын таңдаймыз.

Қалған бөліктердегі

өткізгіштің маркасын таңдаймыз. Шыққан нәтижелерді 2. 1 кестеге қоямыз.

1-2, 2-3 торап бөлігіндегі қималарды перспективті дамуды есепке алып

қабылдаймыз [4] .

20

2. 1 кесте - Тораптағы бөліктердегі өткізгіш маркасын таңдаймыз

Қосындысы ∑4271, 4 мың. тг.

Таңдалған өткізгіштердің маркасын қыздыру бойынша рұқсат етілген

ток жүктемесімен тексереміз I max ≤ I g . g .

мұндағы I max - желі бойынша болуы мүмкін максималды ток мәні, А.

Желі бойынша болатын максималды ток мәні

2. 2 кесте - Жіберілетін ток мәні

Есепте көргендей, апатты режимдегі токтар I g . g тоғынан аспайды

(таблица 3. 1), тиісінгше, таңдалған өткізгіш маркалары қойылған шарттарды

қанағаттандырады I max ≤ I лоп .

Қапшағай - Талдықорған желісінің бір тірегін ауыстыру 120, 3 мың. тг.,

420 тірек қойылған ұзындығы 189, 4 км.

Сонда тіректі жарақтандыру үшін кететін капитал шығындар

Ктір =120, 3∙420=50526 мың. тг.

2 - Нұсқа

Берілген 220 кВ АС 300/39 маркалы өткізгішті жоғары өткізгіштік

AACSRZ 251 маркалы өткізгішке ауыстырамыз.

Есептеулерді бірінші нұсқадай етіп шығарамыз. Шыққан есептеулерді

2. 3 кестеге қоямыз.

Экономикалық сәйкес желілер қималарын таңдау, ток тығыздығының

нормативті мәнінің көмегімен жүргізіледі. Максимум қуат көзін қолдану

уақытына (Т max ) байланысты, токкүшінің экономикалық тығаздығы келесі

формуламен есептеледі.

2. 3 кесте - Торап бөліктеріне өткізгіш марасын таңдаймыз

21

Қосындысы ∑11831, 4 мың. тг.

Таңдалынған өткізгіш маркасын өткізілген жүктеме тоғы арқылы және

қызуына байланысты тексереміз I max ≤ I g . g .

2. 4 кесте - Желідегі максималды созылмалы ток

Есептерге қарап, апатты режимдегі ток Iқос аспайды (таблица 3. 3),

следовательно, выбранные марки удовлетворяют требованию I max ≤ I доп .

AACSRZ 251 маркалы жоғары өткізгіштік өткізгішті ЭБЖ қондыру

барысында аралық ұзындығын 8-10% өсіруге болады, онда желідегі тірек

саны 382 болады.

Сонда тіректерге кететін капиталды шығын келесідей болады

Ктір =120, 3∙382=45954, 6 мың. тг.

Электр желісін қайта құруда капиталды шығындарды анықтамыз;

оларға тірек пен өткізгішті ауыстыру, қосалақы станциядағы әр элементтің

бағасын анықтау үшін капиталды салымдарды табамыз [8] .

Бірінші нұсқа бойынша шығынды анықтаймыз

ЗI = Ен∙К+Иг=0, 12∙54797, 4 +25300, 66 =31876, 35 мың. тг.

мұндағы Ен - тиімділік коэффициенті (Ен=0, 12) о. е. ;

К - желіні қайта құруға кеткен капитал шығындар, мың. тг. ;

Иг - жылдық экплутациялық ұсталымдар, мың. тг.

Желіні қайта құру кезіндегі капиталды шығындар

Кл= Кпр + Копр =4271, 4 +50526 =54797, 4 мың. тг.

22

мұндағы Кпр- өткізгішті жөндеуге және қайта сатып алуға кеткен

шығындар, мың. тг. ;

Ктір - тіректі құру және сатып алуға кеткен шығындар,

мың. тг.

Жылдық эксплутациялық шығындар

Иж =

р л

100

∙К+∆Иэ =

28

100

∙54797, 4 +9957, 5 =25300, 66 мың. тг.

мұндағы рл - ЭБЖ кеткен жылдық ұстанымдар мен амортизациялық

қызмет көрсетуі (рл=28% аламыз) ;

∆Иэ - электр энергетиканың шығынындағы ұстанымдар,

мың. тг.

Электр энергетиканың шығынындағы ұстанымдарды анықтаймыз

∆Иэ =β∙∆W = 19, 6∙508035=9957, 5 мың. тг.

мұндағы β-меншікті бағасы 1 кВт∙сағ (β=19, 6 тенге∙сағ)

∆W- ЭБЖ энергия шығыны, кВт∙сағ.

∆W=∆Р∙τ=I2∙R∙τ= (1082∙10, 62+85, 62∙10, 62+342∙1, 32) ∙2500∙10-3=

= 508035кВт∙сағ

Жасалған техника экономикалық салыстыру схемаларынан ең аз

шығынға алып келетін 1, 4 нұсқа, осыны ары қарай есептейміз.

Екінші нұсқа бойынша шығындарды анықтаймыз

ЗII = Ен∙К+Иг=0, 12∙57789+18619, 6 =22554, 28 мың. тг.

Тораптарды қайта құруға кеткен капиталды шығындар

Кл= Кпр + Копр =11831, 4 +45954, 6 =57789 мың. тг.

Жылдық эксплутациялық ұстанымдар

Иг =

р л

100

∙К+∆Иэ =

28

100

∙57789+2438, 65=18619, 6 мың. тг.

мұндағы рл - ЭБЖ кеткен жылдық ұстанымдар мен амортизациялық

қызмет көрсетуі (рл=28% аламыз) ;

23

∆Иэ - электр энергетиканың шығынындағы ұстанымдар,

мың. тг.

Электр энергиясының шығынына кеткен ұсталымдарды анықтаймыз

∆Иэ =β∙∆W = 19, 6∙12421=2438, 65 мың. тг.

мұндағы β- меншікті бағасы 1 кВт∙сағ (β=19, 6 тенге∙сағ қабылдаймыз) ;

∆W- ЭБЖ энергия шығыны, кВт∙сағ.

∆W=∆Р∙τ=I2 ∙R∙τ=(1082∙6. 55+85, 62∙6, 55+342∙0, 81) ∙2500∙10-3=

=12421 кВт∙сағ.

Торап сұлбаларының әр нүсқасына жүргізілген техника экономикалық

салыстыруларының нақты көрсеткіштері бойынша ең аз шығын 2 нұсқада,

яғни бірінші нұсқадан 19, 8 % арзанырақ.

24

3 Кернеуді реттеуіш құрылғы таңдау

Кернеуді реттеудің басты амалы ретінде РПН трансформаторын

қарастырамыз.

РПН ±9∙1, 78%-мен жабдықталнған ТДН-16000-115/11 трансформаторы

құралған 4-шағын қосалқы станциясын қарастырамыз.

Трансформация коеффициенті KT 0 = 115 /11 = 10, 45 РПН нөлдік тармаққа

сәйкес келеді.

Теріс мәнді бірінші тармаққа KT −1 = 0, 9828 × KT 0 = 10, 268. трансформация

коэффициенті сәйкес келеді. Бұл РПН тармақтарына төменгі орам кернеуі

сәйкес келеді, жоғарғы орамды кернеуіне алып келеді 10, 638×11=116, 996кВ,

10, 268×11=112, 91.

Қосалқы трансформаторлы станцияның номиналды трансформация

коэффициенті 4, 5= KT 0 = 115 /11, 2, 8, 3 қосалқы станция - KT 0 = 115 /10, 5 .

Осылар бойынша 3. 1 кестені құруға болады.

ТК тарапында қалаулы кернеу И 2 ж = 10, 5 кВ тең, максималды және

апатты жүктеме режимінде И 2 ж = 10, кВ , минималды жүктеме режимінде;

номиналды трансформатор кернеуі

И 2н = 11кВ ; берілген кернеу максималды жүктеме, апатты, минималды

жүктемеде қосалқы станция 4:

/

/

/

Тармақтарды реттейтін керекті кернеуді анықтаймыз

И отв4 мах

/

И 2ж

221, 74 ⋅ 11

10, 5

= 232, 3кВ

И отв 4 ab =

220, 36 ⋅11

10, 5

= 230, 8 кВ

И отв 4 min =

220, 87 ⋅11

10, 5

= 231, 4 кВ

Берілген жақын тармақтардың санын таңдаймыз

И отв 4 мах = 232, 3 кВ кернеумен И / = 231кВ; n = + 3; K тд = 11,

И отв4ав = 230, 8кВ кернеумен И / = 231кВ; n = 0; К тд = 10, 45 ,

25

И отв . min = 231, 4 кВ кернеумен

И / = 241 кВ ; n = +3; K тд = 11.

Нақты коэффициент бойынша кернеудің басқа қосалқы станцияларға

қатысты толық деңгейін анықтаймыз.

3. 2

кестеде,

қосалқы станциялардың РПН трансформаторларды

пайдаланушыларды барлық деңгейдегі жоғарғы сапалы кернеумен

қамтамасыз ете алатынын байқауға болады.

26

3. 1 кесте - Тармақтарды реттеу кестесі

3. 2 кесте - Трансформатор мен РПН трансформация коэффициенті жағындағы кернеудің толық деңгейі

27

4. Желі мен қосалқы станциясы үшін қысқа тұйықталу тоғын

есептеу және негізгі жабдықтарды таңдау.

4. 1 Қысқа тұйықталу тоғын есептеу

Қысқа тұйықталу тоғының есебі желі қарастырған нысанаға арналған

коммутациялы аппараттың талаптарын анықтау үшін орындалады, қысқа

тұйықталу тоғына сәйкес қондырылған аппаратураны тексереді және қысқа

тұйықталу тоғының шектелуі бойынша қажетті кешендерді таңдау, қысқа

тұйықталы тоғының көрсеткіш деңгейлерінің шамаларын анықтау.

Есеп кернеудің анық көрсетілген бір сатысына келтіріледі, олар

жүктеменің кедергісін қысқарту үшін бірлікте біріккен, және кедергінің

белсенді құрамдарын ауыстыру ескерілмейді.

4. 1 сурет - Қысқа тұйықталу тоғының есебіне арналған схема

Қысқа тұйықталу есебі үшін ауыстыру схемасы құрастырылып оның

параметрлері анықталады.

Сурет 4. 2 -қысқа тұйықталу тоғын есептеуге

арналған ауыстыру схемасы

Берілген ауыстыру схемасы үшін индуктивті кедергінің келесі мәндері

бар

Жүйелері: U А −1 = U б = 221кВ,

28

X С =

U б

3 ⋅ I ном . отк . U ср

(4. 1)

Iном. ауытқ. =25

ажыратылуы .

кА

ВВ-220Б

ажыратқыштың

номиналды

тоқтың

Желілер:

Х С =

2212

3 ⋅ 25 ⋅ 221

= 5, 1 Ом.

Х л = Х 0 ⋅ = 0, 4 ⋅ 89 = 35, 6 Ом.

К-1 нүктесіне дейін нәтижелендірілетін кедергілер анықталады

X рез = Х С + Х Л , Ом

X рез . 1 = 3, 32 + 4, 44 = 35, 6 Ом.

4. 3 сурет - Ауыстыру схемасының түрленуі (аралықты)

ЭҚҚ жүйесінің есептелуі

(4. 2)

Е =

220

3

= 127 кВ.

Е =

U но м

3

, кВ

(4. 3)

К-2 нүктесіне дейін ауыстыру схемасын түрлендіреміз

X Σ рез = Х рез + Х Σ ТР , Ом,

X ∑ рез . 2 = 35, 6 + 69, 5 = 105, 1Ом,

29

X тр = 139 Ом,

Подстанцияда 2 трансформатордан орнатылған, онда

Хтр. ∑ =

139

2

= 69, 5 Ом.

4. 4 сурет - Ауыстыру схемасының түрленуі (аралықты)

4. 5 сурет - Ауыстыру схемасының түрленуі (соңғы)

К-1 нүктесінде қысқа тұйықталу тоғы анықталады

IКЗ-К-1=

127

35, 6

IКЗ-К-1=

=3, 57 кА

Е

Х р ез. 1

, кА

(4. 4)

К-1 нүктесінде қысқа тұйықталу кезінде, қысқа тұйықталу тоғы

10, 5 кВ кернеуіне әкеледі

IКЗ-К-2=

127 220

105, 1 11

IКЗ-К-2=

= 24, 2 кА.

Е

Х ∑ рех. 2

⋅

U В

U H

(4. 5)

30

К-2

нүктесінде

қысқа

тұйықталу тоғы

U д

U H

трансформатордың,

трансформация коэффициентін ескере отырып анықталады.

К-1 және К-2 нүктелері үшін қысқа тұйықталудың соққы тоқтары

анықталады

i у = 2 ⋅ I кт ⋅ k у

(4. 6)

мұндағы Iқт -қысқа тұйықталу тоғы қысқа тұйықталу нүктесінде;

kс - үшфазалық қысқа тұйықталу тоқ соққысының

коэффициенті (К1 нүктесі үшін қабылдаймыз) ;

kу=1, 7; К2 нүктесі үшін kу=1, 81.

онда К1 нүктесіндегі үшфазалық қысқа тұйықталу тоқ соққысы:

iу(3) = 2 ⋅ I КЗ ⋅ k у = 2 ∙1, 7∙3, 57=8, 56 кА.

К2 нүктесіндегі үш фазалық қысқа тұйықталу тоғының соққысы тең:

iу(3) = = 2 ⋅ I КЗ ⋅ k у = 2 ∙1, 81∙ 24, 2=61, 76 кА.

К- және К-2 нүктелеріне арналған квадраттық тоқтың импульс мәндерін

есептеу, жабдықтың және подстанциядағы тоқ жүргізгіш бөлшектерінің

термикалық беріктілік бағасын анықтауға арналған.

2