Қарасай ауданы 110кВ электр тораптар режимдері

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 78 бет
Таңдаулыға:

6

7

8

Аңдатпа

Дипломдық жобада Алматы облысы Қарасай ауданы 110кВ электр

тораптар режимдер сұрақтары қарастырылған. Жобаланған аудандағы

орналасқан тұтынушылардың мінездемесі берілген. 110 кВ және 10 кВ электр

тораптардың, ӘЖ-10 кВ электр жүктемесі есептелді.

110/10 кВ қосалқы станса анализі жүргізілді және

110 кВ

тораптардыңтдаму сұрақтары қарастырылды. Осыған байланысты 110 кВ

тораптардың қалыпты, авариялық және авариядан кейінгі режимдері

есептелді.

Қысқа тұйықталу тоғы есептеліп, қосалқы станса жабдықтары тандалды.

110 кВ желілердің технико-экономикаллық сипаттамасы берілді.

Аннотация

В дипломном проекте рассмотрены вопросы режимов электрической

сети 110 кВ Карасайского района Алматинской области. Дана характеристика

потребителям расположенном в данном проектированном районе.

Произведены расчеты электрических сетей 110 кВ и 10 кВ, электрической

нагрузки ВЛ-10 кВ с учетом перспектив развития данных сетей.

В дипломном проекте произведен анализ подстанций 110/10 кВ,

рассмотрены вопросы развития сети 110кВ. В связи с чем произведены

расчеты нормального, аваринного и после аваринного режима электрической

сети 110кВ.

Произведены расчеты токов КЗ и на оснований их выбор оборудования

на подстанцию, дана технико-экономическое обоснование модернизаций

линий 110 кВ.

9

Кіріспе

Қазіргі уақытта Қазақстанда экономикалық реформа жүзеге асуда.

Энергетиктер осы шарттарда энергетикадағы қоғамдық қарым-қатынастар

және экономикалық тиімділік, энергетикалық жүйенің дамуы және жұмыс

жасауының үйлесімді нұсқасын тандау мәселесіне назар аударуға мәжбүр. Бұл

мәселенің маңыздылығы біздің қоғам жыл сайын капиталдық салымның

үштен бір бөлігін энергетика шаруашылығы өндірісіне жұмсауынан түсінікті.

Сонымен бірге ауыл шаруашылық өндірісінің электрофикациясы тез

өсуі, агроиндрустрия комплекстерінің салынуы ауылдық аудандарда электр

тораптардың одан әрі дамуын талап етеді. Осы жағдайларға сәйкес

тораптардың өткізу қабілеттілігі, электро қамту сенімділігі және алынған

электр энергия сапасы жоғарылауы керек.

Осы байланыстар арқылы ауылдық аудандарда тұтынушыларды электр

энергиясымен қамтуда көптеген тапсырмалар туындайды. Бұл тапсырмалар

шешімі аудандық мағынасы бар электр тораптарын дұрыс және рационалды

жобалауда тұрады.

Сонымен аудандар және ауыл тұтынушыларды электр қамту жүйелерін

жобалау тапсырмасы актуалды екенін атап айтуға болады.

10

Мазмұны

Кіріспе . . .

1 Есептік-түсіндірмелі тарау . . .

1. 1

1. 2

1. 3

Қарасай ауданының мінездемесі . . .

0, 38 - 110 кВ тораптардағы жүктемелерді есептеу . . .

Қарасай ауданының электр энергиясымен қамтамасыз ету

сұлбаларын және кернеуді таңдау . . .

1. 3. 1 Электр энергиямен қамтамасыз ету сұлбалар нұсқаларын

тандау . . .

1. 3. 2 Күштік трансформаторларды тандау . . .

1. 3. 3 Трансформатор типін тандау . . .

1. 3. 4 Трансформаторлар қуатын таңдау . . .

1. 3. 5 Қорек желілерінің электр беру сымдарының көлденен қимасын

анықтау . . .

1. 3. 6 Кернеуі 10 кВ таратушы тораптардың көлденен қимасы . . .

1. 4

Қосалқы стансаның таратушы құрылғыларының сұлбасын

тандау . . .

1. 5

1. 6

1. 7

Қысқа тұйықталу тоғын есептеу . . .

110 және 10кВ таратушы құрылғыларынын электр

аппараттарын тандау . . .

Кернеуі 110/10 кВ қосалқы станса таратушы құрылғылардың

конструкциясы және жабдықтары . . .

2 Технико - экономикалық бөлім . . .

2. 1

2. 2

2. 3

Капиталдық салымдарды анықтау . . .

Жылдық шығынды анықтау . . .

Энергияның толық құны және беріліс құнын есептеу . . .

3 Өмір тіршілігі қауіпсіздігі . . .

3. 1

110 кВ қ/станцияны пайдалануда электр және өрт қауіпсіздігін

қамтамасыз ету шаралары . . .

3. 2

Диспетчер бөлмесіндегі ауа алмасу және жарықтану жүйесіне

есеп жүргізу . . .

3. 3

Электр зарядтарының адамға әсері. Статикалық электрленуден

қорғану шараларын таңдау . . .

Қорытынды

Пайдаланылған әдебиеттер тізімі

11

1 Есептік-түсіндірмелі тарау

1. 1 Қарасай ауданының мінездемесі

Қарасай ауданы Алматы облысының Оңтүстік Батыс бөлігінде

орналасқан. Әкімшілік орталығы Қаскелен қаласы. Ауданның аумағы 2300 кв.

км. құрайды. Тұрғындардың саны 170 мың адам.

Ауданды электрмен қамтамасыз ету жағынан тұтынушылар бірінші

санатқа жатады.

Табиғи-климаттық шарттармен аудан көктайғақтан төртінші, ал жел

тұру жылдамдығынан үшінші санатқа жатады. Жылдық жауын-шашын

мөлшері 300-500 мм. Ауа температурасы қыс маусымы үшін орташа тәуліктік

температура - 9°С, ал жаз маусымы үшін +24°С.

12

1. 1 сурет - қ/ст “Рахат” 10 кВ желілерімен байланыстырылған

1. 2 сурет - қ/ст “Карагайлы” 10 кВ желілерімен байланыстырылған

13

1. 3 сурет - қ/ст “Акжар” 10 кВ желілерімен байланыстырылған

14

1. 4 сурет - қ/ст “Таусамалы ” 10 кВ желілерімен байланыстырылған

15

1. 5 сурет - қ/ст “Курамыс” 10 кВ желілерімен байланыстырылған

16

1. 2 0, 38 - 110 кВ тораптардағы жүктемелерді есептеу

0, 38-110 кВ тораптардағы электрлік жүктемені есептеу тұтынушыларға

берілетін есептік жүктеме негізінде орындалады, қосалқы стансаның

шиналарында және лайықты коэффициенттердің бір уақыттылығынан бөлек

күндізгі және кешкі масимумдардан [1] .

РД=К0*ΣРД,

РВ=К0*ΣРВi,

(1. 1)

(1. 2)

мұндағы К0 - бір уақыттылық коэффициентті;

РД, РВ - күндізгі есептік, желідегі кешкі жүктеме немесе

қосалқы стансаның трансформаторларының

шиналарындағы, кВт;

РДi, РВi - i тұтынушының және i торап элементінің күндізгі,

кешкі жүктемесі, кВт.

Тұтынушылардың есептеу-электрлік жүктемелері 4. 2 [1] кестеде

келтірілген 6 -20 кВ тораптарда бір уақыттылық коэффициенттерімен

суммаланады, 35 - 110 кВ тораптар 4. 3 [1] кестесінде. Егер тұтынушылардың

жүктемелілігі 4 есе көптілігімен ерекшеленсе, олардың суммалануы 4. 8 [1]

кесте 6- 35кВ тораптармен жүргізуге ұсынылады. Қуаттылық коэффициенті

cos ϕ 4. 5 [1] кестесінде келтірілген.

10/0, 4 кВ қосалқы стансаның жылдық есептік жүктемесі мына

формуламен анықталады:

РР=Рт ∙ kp,

(1. 3)

мұндағы РТ - трансформаторлық қосалқы стансадағы болатын жүктеме,

кВт;

kp - жүктеменің өсу коэффициенті.

Желінің қабылдайтын кернеуі 110кВ есептік жүктеме, сонымен бірге

110/10 кВ трансформаторлық қосалқы стансаның есептік жүктемесін 10/38 кВ

(немесе 10 кВ желілер) бір уақыттылық коэффициентінін суммалануымен

келлесідей анықтайды: екі қосалқы стансада К0=0, 97 желілерде [1], үш

қосалқы стансада К0=0, 96, төрт және оданда көп кезде К0=0, 9 [1] . 110 кВ

тораптарды есептеу үшін қуаттылық коэффициенті (cos ϕ) қисық сурет 4. 1 [1]

арқылы анықталады.

Есептеу мысалы. Рахат ауылының тұтынушылардың электр жүктемесін

анықтау.

17

1. 1 кестеден тұтынушылардың жүктеменің түрі анықталады және 1. 1. [1]

кестесі арқылы РДi, РВi максималды жүктеме бекітіледі, Сүт өнімдер

фермасында ірі қара мал 1200 басқа (тұтынушы№16) Рд=820 кВт; Рв=220 кВт.

cos ϕд=0, 75; cos ϕВ=0, 85 кесте 4. 5 [1] .

220

=293, 3 кВА,

Sд=

0, 75

220

=258, 8 кВА.

Sв=

0, 85

Sл=

Sв=

Р Д

cos ϕ Д

РВ

cos ϕ В

,

(1. 4)

(1. 5)

Жүктемесі көбін тандаймыз

Sд=293, 3 кВА.

Осы тәрізді қалған тұтынушылар жүктемесі анықталады. 10кВ

трансформаторлық қосалқы стансалардың орналасу орны, олардың электр

жүктеме мінездемесі бастапқы деректерде берілген. 110кВ тораптарда есептік

жүктемені есептеу 10/38 кВ қосалқы стансаның есептік жүктемесі

суммалануымен есептелінеді

“Рахат” қосалқы стансаның күндізгі максимумы:

ΣРд=(60+630+20+630+75+20+20+280+240+220) ∙ 0, 65=1426, 7 кВт,

ΣРд=(29+23+23+29+29) ∙0, 22=29, 3 кВт,

Ррас. д. =1426+18, 4=1444, 4 кВт.

Кешкі максимумы:

ΣРв=(30+630+10+630+190+45+10+10+280+240+220) ∙0, 65=1491, 8 кВт,

ΣРв=(86+69+69+86+86) =87 кВт,

Ррас. в. =1491, 8+60, 3=1552, 1 кВт.

18

cos ϕ мағынасы белгілі бір толық қуат 6 - 35кВ және 35 - 110 кВ

желілердің аймақтарында Ррас. д. және Ррас. в.

байланысты қабылданады:

сурет 4. 1 [1] қатынастарына

Р рас . д

Р рас . в

1444, 4

1552, 1

=0, 93; cos ϕд=0, 72; cos ϕв=0, 76.

kp=1, 4 болғанда, [1] :

Sд=

Sв=

1, 4 * 1444, 4

0, 72

1, 4 * 1552, 1

0, 76

=2807, 9 кВА,

=2859, 1 кВА.

Есептік жүктемеге қабылданатын РР=2173 кВт, SР=2859 кВА.

1. 6 сурет - 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы,

“Рахат” қ/ст қосылған

1. 7 сурет - 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы, “Карагайлы” қ/ст

қосылған

19

1. 8 сурет - 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы,

“Акжар” қ/ст қосылған

1. 9 сурет - 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы,

“Таусамалы ” қ/ст қосылған

1. 10 сурет - 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы, “Курамыс” қ/ст

қосылған

20

1. 3 Қарасай ауданының электр энергиясымен қамтамасыз ету

сұлбаларын және кернеуді таңдау

Орталықтандырылған электр энергиямен қамтамасыз ету жүйесі өзіне

үш типті торап кіргізеді: қоректендіргіш тораптар, 35 - 110 кВ электрберіліс

желілерінен тұратын; 1 кВ жоғары таратушы тораптар, 35 - 6 кВ кернеу

желілерді қосатын және 1 кВ төмен таратушы тораптардан тұратын өзіне 0, 38

кВ желіні қосады.

Электр энергиямен қамтамасыз ету схемаларын таңдау номиналды

кернеу тораптарын, олардың конфигурациясын, әр түрлі кернеулі

трансформаторлық қосалқы стансаны, таратушы қорек көздері сұлбаларын

таңдаудан тұрады.

Электр схема тораптарының конфигурациясы көптеген факторларға

байланысты, соның ішінде электр жүктемесін

ауыстыру саны және

тұтынушыны электр энергиямен қамтамасыз ету сенімділік категориясы,

энергожүйе қосалқы станса ауыстыру санына.

Тораптардың конфигурация мен параметрі келесі дамуда айтарлықтай

өзгеріске ұшырамауын қарастыру керек.

Тандалған тораптар жүктеме өзгергенде әр түрлі режимдерге дайын

болу керек.

1. 3. 1 Электр энергиямен қамтамасыз ету сұлбалар нұсқаларын

тандау

Таратушы және қоректену тораптар сәйкестігі белгіленеді.

Нұсқа I - 110/10 кВ екі шынжырлы радиалды электр беріліс желілері;

Нұсқа I - II - 35/10 кВ кВ екі шынжырлы радиалды электр беріліс

желілері;

Кернеудің суммалануының ауып кету ықтималдылығы берілген қорек

кернеуі денгейінен барлық буындардың берілісі трансформаторлардағы

қабылданған бақылау режимі арқылы анықталады

Шиналардағы 35 және 110 кВ қорек көзіне қарсы кернеу бақылауы

орындалады : максимум жүктемеде UC=1. 05UН,

25 %-да жүктемелерде UC=UН.

Жіберілетін суммарлық кернеу жоғалту [10] байланысты анықталады,

қорек көзіндегі кернеуді бақылау заның біле отыра және РПН ±8%

трансформаторларында кернеуді бақылауда болжама шектеу қою және

тұтынушыда кернеудің жіберілетін ауып кету шамасына қарап, деректер 1. 3

кестеге енгізіледі.

21

1. 1 кесте Ауыл шаруашылық ауданында тұтынушылардың қорек кезінде

110 ÷35 кВ шиналардан кернеудің ауытқуы

Ауданның жүктеме артып кету орталығы анықталады.

Шаруашылық аудандардын есептік жүктеме анализдеріне қарап,

жүктеме артып кету орталығы Курамыс, Акжар, Рахат, Карагайлы ауылдары,

Таусамалы қаласы ретінде санау керек,

осы жағдайда Таусамалы

қалғандарына қарағанда энерго жүйе орталығына ең жақыны 5км ара

қашықтықта.

Қорек тораптың кернеу шығынының болжама мәні 1. 3 кестеге қарап

анықталады ∆UП=4%.

Таратушы торапта кернеудің жіберілетін шығыны 10 кВ және 0, 4 кВ

құрайды ∆U∑р=5, 5%.

1000 В жоғары таратушы торапқа келтірілген токтың тығыздығына

үйлесімді мәнді тандаймыз.

Жүктемедегі серпінділіктің өсу коэффициенті анықталады. Технико-

экономикалық есептеулерге арналған

әдістемелік нұсқауларда

электр

тораптарының схемалары мен параметрлерін тандағанда жүктеменің өсу

коэффициентін келесі жақындатылған формуламен анықтауға ұсынылады:

αт= 0, 15 + 0, 25 * ( S 1 + 0. 3) 2 + 0. 35( St + 0. 1) 2,

(1. 6)

мұндағы S1 - тораптардың бірінші эксплуатация жылының есептік

қуаты, бесінші жылғы есептік қуатқа қатыстырылған SР,

кВА ;

St - бес эксплуатации жылдың шегіндегі жоғарғы есептік қуат

қатыстырылған SР, кВА;

22

S1=0, 5; St=1, 0; αt=0. 86 жағдайында.

Кернеуі 110/10 кВ келтірілген тоқ тығыздығы

оптималды мәнімен

сәйкес келу, [12] jпр=0, 76 байланысты.

1000 В жоғары таратушы тораптың экономикалық радиусын

анықтаймыз:

RЭ=

10 ⋅ ∆ U Σ P ⋅ U P

3 ⋅ k P ⋅ α P ⋅ γ пр

(1. 7)

мұндағы UР - таратушы тораптың сызықтық кернеуі, кВ;

kР - жолдың қисықсызықтығын ескеретін коэффициент;

αР - желі кедергісінің параметрін ескеретін коэффициент және

cos ϕ, αР=1, 0 [12] .

RЭ=

10 ⋅ 5, 5 ⋅ 10

1, 73 ⋅ 1, 2 ⋅ 1, 07 ⋅ 21

=12 км .

Аудандық мәні бар қосалқы

стансалардың

саны

анықталады

мәліметтерге байланысты [10], [12] .

N=PРЗ

 

X P ( Ш Р + γ пр 2 )

 jпр 

(1. 8)

мұндағы РРЗ - Ауданның перспективалы есептік жүктемесі, кВт;

РОР - Ауыл шаруашылық жүктемесінің тығыздығы, кВт/км2;

ХР, ШР, ФР - кернеулер, жүктеменің серпінділік бекеті, энергия

шығыны, экономикалық көрсеткіші сәйкестігімен

анықталатын параметрлер. Мына формуламен

анықталады: [12] .

РОР=

РРЗ

S Р

(1. 9)

мұндағы SР - Ауданның көлемі, км2.

РОР=

9860, 4

3670

=2, 69 кВт/км2,

N=9860

13, 6 ⋅10 −6 ( 0, 98 + 0, 72 2 )

 5, 5 

 0, 76 

=3. 94 .

Аудандық төмендетуші қосалқы станса орналасу орнын анықтаймыз. Бұл

мақсат үшін аудан картасында радиус айналымын RЭ сызамыз. Осы ауқым

зонасында максималды елдімекендер және ауқымның дәл ортасында

максималды жүктемелі елдімекен пункті болуын қарастырамыз.

Экономикалық ауқымның шегіндегі елдімекен пунктерін электрмен

қамтамасыз ету таратушы тораптар конфигурациясын белгілейміз. Есепке

алатын жағдай, электрленуші аудан қазіргі заманға сай дамыған ауыл

шаруашылық өндірісі бар электрмен қамтуда сенімділігі бірінші және екінші

категориялы тұтынушылар орналасуын. Қорек желілері 110-35кВ тандалған

нұсқалардан екі шынжырлыны тандаймыз.

1. 3. 2 Күштік трансформаторларды тандау

Электрмен қамтамасыз ету нұсқаларын тандағанда бірінші орында білу

керегі, бір трансформаторлы қосалқы станса қолдануға болама болмайтынын.

Қарастырып отырған қосалқы стансадан созылатын желінің біреуі 10 кВ

кернеу болса қосалқы стансада екі трансформатор қондыру тындырымды,

тұтынушыларды қоректендіретін бірінші немесе екінші сенімділік электрмен

қамтамасыз ету категориялы қосалқы станса көрші 35 - 110 кВ қосалқы

стансаға резервте бола алмайды, қарастырылып отырған тәуелсіз қоры бар;

қосалқы стансада 6300 кВА қуатты трансформаторды қондыруды талап етеді;

10 кВ шинадан алты оданда көп 10 кВ желі созылатын көрші қосалқы

стансалармен ара қашықтық 15 км аралығында[8] . Электрмен қамтамасыз

етуде барлық айтылған нұсқалардан 35-110кВ кернеулі екі трансформаторлы

қосалқы станса тандалынады.

1. 3. 3 Трансформатор типін тандау

РТП 35 - 110 кВ ауылдық электр тораптарында ТМН жүктеме кезінде

автоматтық кернеу бақылайтын ТМН трансформаторлары орнатылады (РПН) .

Тұтынушы 10 кВ қосалқы стансаларында трансформатор өшірулі

жағдайында жоғары кернеу орам тармақтарын ауыстырғанда қосылмайтын

және ±2х2, 5% бақылау шегімен ТМ типті трансформаторлары орнатылады.

1. 3. 4 Трансформаторлар қуатын таңдау

Ауыл шаруашылықты электрмен қамтамасыз ету жобалауы туралы

ұсыныстарға сәйкес 110-10кВ кернеулі трансформаторлар қуатын қосалқы

стансаларда жүктеменің экономикалық ара қашықтығымен анықтайды.

Трансформаторлық қосалқы стансаларда тандау шарты үшін:

SЭН ≤SP≤SЭ. В,

(1. 10)

мұндағы SЭН и SЭ. В - номиналды қуаты қабылданған трансформатор

үшін жүктеме ара қашықтығының үстінгі және

астынғы шекарасы, кВА;

SP - қосалқы стансаның есептік жүктемесі, кВА.

24

Есептеу мысалы: Тұтынушы - комби жемінің цехі 15 т. кезекшілікте, III

категориялы электрмен қамтамасыз ету сенімділік тұтынушы, SP=86. 7 кВА;

трансформатор қуаты ТП 10/0, 4 кВ үшін 7. 2 [8] кестеден тандалынады және

ол 63 кВА құрайды. Сол тәрізді бір трансформаторлы қосалқы станса

жасалынады.

Екі трансформаторлы қосалқы станса үшін трансформатордың

номиналды қуатын қалыпты және авариядан кейінгі режимде жұмыс

жасауына байланысты анықтайды.

Номиналды режим болып екі

трансформатордың әрқайсысы өз секциясында жұмыс істеуі саналады;

авариядан кейінгі - бір трансформатордың екі секцияға жұмыс істеуі.

35 - 110 кВ және 10 кВ кернеулі қосалқы станса үшін бір қалыпты

жүктеме режимде трансформатор қуаты мына талаптарға сәйкес алынады:

SЭ. Н<0, 5⋅SP<SЭ. В,

(1. 11)

мұндағы SЭ. Н и SЭ. В - сәйкесінше номиналды қуаты қабылданған транс

форматор үшін жүктеме ара қашықтығының

үстінгі және астынғы шекарасы, кВА, [8] ;

SP - қосалқы стансаның есептік жүктемесі, кВА. k.

Авариядан кейінгі режимде трансформатор қуаты (1. 11) шартыны

сәйкес тұтынушыларды төмен кернеудегі тораптармен резервтеудің мүмкін

нұсқалар есебімен тексереді:

SНОМ=SP/ k ПЕР, кВА

(1. 12)

мұндағы k ПЕР - авариялық жүктемелердің жіберілетін коэффициенті, 7. 3

[8] кестесімен тандалынады.

110 - 35 кВ кернеуінен жоғары трансформаторлар үшін КПЕР біле отыра

қисық арқылы олардың жүктемелік қасиетін табады [8] .

Есеп мысалы: Нұсқа I қосалқы станса “Карагайлы” U=110 кВ

трансформаторларымен. Тандау шартына байланысты есептік жүктеме

SP=3992 кВА, авариядан кейінгі режимде трансформатор қуаты анықталады:

SНОМ=

3992

1, 5

=2661, 3 кВА .

ТМН 4000/110 типті екі трансформатор тандаймыз.

Сәйкесінше басқа да қосалқы стансаларда трансформатор қуатын

тандаймыз.

25

1. 2 кесте Күштік трансформаторлар

1. 11 сурет - Нұсқа I Кернеуі 110/10 кВ екі шынжырлы радиалды электр беру

желілері

26

1. 3. 5 Қорек желілерінің электр беру сымдарының көлденен қимасын

анықтау

0 - 1 қорек желісінің есептелуі

1. 12 сурет - 0 - 1 қорек желісің есептеу сұлбасы

ЭБЖ көлденен қимасы есептелінеді, ол үшін тоқтың j экономикалық

тығыздығы ТМАХ=3000 сағ. [3, 6, 7, 9] j=1, 3 А/мм2 кезінде тандалынады.

FЭК=

I Р

j

, мм2,

(1. 13)

мұндағы FЭК - сымның көлденен қимасы, мм2;

IР - есептік ток, А.

9 . 86 ⋅10 3

=64, 7 А,

IP=

3 ⋅110 ⋅ 0, 8

64, 7

=49, 8 мм2 .

FЭК=

1, 3

IP=

РМАХ

3 ⋅ U ⋅ cos ϕ

, А .

(1. 14)

I - ші категория тұтынушылары үшін екі шынжырлы желіні аламыз

F’ЭК=

49, 8

2

=24, 9 мм2 .

F’ЭК=

FЭК

2

(1. 15)

110 кВ кернеулі желілерді короналау шарты үшін АС- 70 өткізгіші

тандалынады [3, 7, 16] .

27

Орын басу сұлбасын құрастырып, АС- 70 сым үшін тұрақты мәні

анықталады:

rо = 0, 45 Ом/км .

xо = 0, 44 Ом/км.

Во = 2, 47 ⋅ 10-6 Ом-1/км.

1 - ші буын

2 - ші буын

1. 13 сурет - 0-1 қоректенетін желінің орын басу сұлбасы

Әуе желілердің

электр

беріліс

кедергісі

мына

формулалармен

анықталады:

r12 =

rο ⋅

2

, Ом,

(1. 16)

х12 =

х ο ⋅

2

, Ом.

(1. 17)

мұндағы ℓ - желі ұзындығы, км;

r0 - сымның активті меншікті кедергісі, Ом/км;

х0 - сымның индуктивті меншікті кедергісі Ом/км;

r12 =

x12 =

0, 45 ⋅ 50

2

0, 44 ⋅ 50

2

= 11, 25 Ом.

= 14, 3 Ом.

Желінің көлемдік өткізгіштігі мына формуламен анықталады :

28

В1 = В2 =

Вο ⋅ 2

2

, См.

мұндағы В0 - көлемдік меншікті, См/км.

В1 = В2 =

2, 74 ×10 −6 ⋅ 2 ⋅ 50

2

= 1, 37 ⋅ 10-6 См.

Трансформаторлық

қосалқы

стансаның

активті

және

индуктивті

кедергісі анықталады:

R23 =

(1. 18)

мұндағы Рк - қысқа тұйықталу шығыны, кВт;

Uном - жоғары дәрежелі номиналды кернеуі, кВ;

Sном - каталогтық номиналды қуаты, мВА.

Х23 =

2

100 ⋅ Sном ⋅ n

, Ом

(1. 19)

мұндағы Uк - қысқа тұйықталу кернеуі, %;

n - трансформатор саны.

R23 =

Х23 =

0. 022 ⋅110 2

2, 5 2 ⋅ 2

10. 5 ⋅110 2

100 ⋅ 2, 5 ⋅ 2

= 21, 3 Ом.

= 254, 1 Ом.

n - трансформаторлар тобының реактивті бос жүріс қуаты анықталады:

∆Uхх =

I o ⋅ S

100

⋅ n, %,

(1. 20)

мұндағы Iо - бос жүріс тоғы, %.

∆Qхх =

1, 5 ⋅ 2500

100

⋅ 2 = 75 кВАР.

Екінші буын. Есептеу шарты бойынша тұтынушының соңғы буынында

активті қуат Рз = 2, 525 МВт, қуат коэффициенті cosϕ = 0. 8.

29

Сонда реактивті қуат мына формуламен анықталады:

Qз = Рз ⋅ tg ϕ, мВАР;

Qз = 2, 525 ⋅ 0, 75 = 1, 894 мВАР.

Екінші буындағы қуат шығыны:

(1. 21)

∆Р2 =

2, 525 2 + 1, 894 2

110 2

∆Р2 =

⋅ 21, 3 = 18 кВт.

P3 2 + Q 3 2

U 32

⋅ R23, кВт

(1. 22)

Реактивті қуат шығыны:

∆Q2 =

P3 2 + Q 3 2

U 32

⋅ Х23, кВАР

(1. 23)

∆Q2 =

2, 525 2 + 1. 894 2

110 2

⋅ 254, 1 = 0, 215 мВАР.

Буындағы кернеу шығыны, бойлық құраушысы:

∆U 2 = P3 ⋅ R 23 ⋅ Q з ⋅ X 23

U 3

, кВ;

(1. 24)

∆U2 =

2, 525 ⋅ 21, 3 + 1, 894 ⋅ 254, 1

110

= 4, 86 кВ.

Көлденен құраушысы:

δU 2 =

P3 ⋅ X 23 - Q 3 ⋅ R 23

U 3

, кВ;

(1. 25)

δ U2 =

2, 525 ⋅ 21, 3 - 1, 894 ⋅ 254, 1

110

= -3, 9 кВ.

Екінші буын басындағы кернеумен қуатты анықтаймыз:

Р2 = 2, 525 + 0. 018 = 2, 543 мВт,

30

Q2 = 1, 894 + 0, 215 = 2, 109 мВАР.

Uз =

(U 3 + ∆U 2 ) 2 + U 2 2, кВ;

(1. 26)

Uз =

(110 + 4, 86) 2 + (3, 9) 2 =114, 93кВ.

1. 3 кесте − Электр беріліс желілерін буындармен есептелуі

Бірінші буын. Буын соныңдағы активі қуат Р1 = 14, 555 МВт. Реактивті

қуат трансформатордың бос жүріс кезіндегі қуат шығыны және Qc зарядтық

қуат желісімен есептелінеді:

Qc = BU2, мВАР,

(1. 27)

Qc = Q’2 + Qxx

U′1

- B2 U21, мВАР.

(1. 28)

Q2 = 2, 103 + 0, 075

114, 9

110

- 1. 37 ⋅ 10-6⋅ 114, 92 = 1, 09 мВАР.

Буындағы қуат шығыны:

∆Р1 =

U 21

⋅ R12, МВт,

(1. 29)

∆Р1 =

2, 5432 + 1, 09 2

114, 9 2

⋅11, 25 = 65 МВт.

∆Q1 = 1 2

U 2

⋅ X12, мВАР,

(1. 30)

31

∆Q1 =

2, 5432 + 1, 09 2

114, 9 2

⋅11 = 0. 0063 мВАР.

Буындағы кернеу шығыны:

∆U1 =

P1 ⋅ R 12 + Q1 ⋅ X12

U 2

, кВ.

(1. 31)

∆U1 =

2, 543 ⋅11, 25 + 1, 09 ⋅11

114, 9

= 0, 35 кВ.

δU1 =

P1 ⋅ X12 - Q1 ⋅ R 12

U 2

, кВ.

(1. 32)

δU1 =

2, 543 ⋅11 - 1, 09 ⋅11, 25

114, 9

= 0. 14 кВ.

Буын басындағы қуат пен кернеу:

Р1 = Р2 + ∆Р1, МВт.

Q1 = 1, 09 + 0. 0063 = 1, 096 мВАР,

Р1 = 2, 543 + 0, 0065 = 2, 55 МВт.

U1 = (U1 + ∆ U1 ) 2 + δU12, кВ

U1 = (114, 9 + 0, 35) 2 + 0, 14 2 = 115, 25 кВ.

Пайдалы беріліс коэффициенті:

(1. 33)

(1. 34)

η =

2, 525

2, 55

= 0, 99 .

η =

Р 3

Р1

(1. 35)

Осы жағдайда:

tg ϕ =

P1

(1. 36)

32

tg ϕ =

1, 096

2, 550

= 0, 43.

Осыдан:

cos ϕ = 0, 92.

Желідегі барлық кернеу шығыны:

∆U % = U1 - U3,

(1. 37)

∆U = 115, 25 - 110 = 5, 25 кВ немесе 4, 8%.

Осылай тандалынған трансформатордың типі мен қуаты, (3×70) мм2

көлденен қимасы және АС сым маркасы жоспарланған есептік қуатты

жетерлікті жоғары ПӘК-пен жеткізеді η = 0, 99.

1. 3. 6 Кернеуі 10 кВ таратушы тораптардың көлденен қимасы.

Сымды тандауды эквиваленттік қуат арқылы қарастырамыз.

Берілген желі аумағында максималды есептік қуат Smax анықталады.

Эквиваленттік жүктеме мына формула арқылы анықталады:

Sэкв = Smax ⋅ kд,

(1. 38)

мұндағы kд - жүктеменің өсу серпінділігін ескеретін коэффициенті,

қайта құрылған тораптар үшін kд = 0, 7 [1] . Алдын-ала [1]

желінің әр аумағына сымның көлденен қималары

анықталады.

Қуаттың есептік жылы Smax үшін тандалынған көлденен қима арқылы

кернеулер шығыны анықталады. Егер кернеу шығыны шамадан тыс болса, сол

аумақ қатарларынын бас жағынан бастап қосымша үлкен көлденен қималар

кестеден алынады [1] .

Есептеу желідегі кернеу шығының тексеруден кейін бітеді және ол

жіберілетін шамадан аспауы қажет.

33

1. 4 кесте 35 ÷ 110 кВ кернеулі қоректенгіш желілерді есептеу.

34

1. 5 кесте 10 кВ кернеу тораптапрын есептеу

35

РТП 110/10 кВ

№1

№2 №3 №4

№5

1, 4 км

1, 5км

1, 6 км

1, 2 км

1, 3 км

Л -1

5, 2 км

2, 2 км

2, 0 км

1, 8 км

Л -2

5, 4 км

1, 8 км

1, 5 км

1, 2 км

1, 3 км

Л -3

Л - 4

1, 0 км

№6

1, 0 км

№7

1, 4 км

№8

1, 3 км

№9

№10

1, 2 км

5, 0 км

4, 7 км

1, 4 км

№15

1, 1 км

№11

2, 1 км

1, 4 км

№16

1, 6 км

1, 0 км

№12

1, 5 км

1, 2 км

№13

1, 4 км

1, 5 км

№14

1. 14 сурет - “Рахат” қосалқы стансасына жалғанған ӘЖ - 10кВ тораптар сымының көлденен қимасын анықтау есептік

сұлбасы.

36

РТП 110/10 кВ

№1

1, 2 км

№2