Трансформаторлар қуаттарын, қосалқы стансадағы трансформатор қуаттарын және желідегі қуаттар шығыны анықтау

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 61 бет
Таңдаулыға:

Аңдатпа

110 кВ электр желілердегі қосалқы стансаға есеп жүргізілді. Таңдалған

схемаларға қуаттардың таралуы анықталды. Сым маркасын және қимасын,

электр желідегі номиналды кернеу таңдалды. Таңдалған трансформаторлар

қуаттарын, қосалқы стансадағы трансформатор қуаттарын және желідегі

қуаттар шығыны анықталды. Қосалқы стансалар конструктивті орындалуы

және сұлбаларының дұрыс қосылулары таңдалды. Екі нұсқаға технико-

экономикалық салыстыру жүргізілді. 110 кВ желіде апаттан кейінгі және тағы

басқа режимдерде қарастырылды.

Аннотация

Произведен расчёт электрической сети 110 кВ для двух подстанций .

Произведено определение предварительного распределения мощностей в

выбранных вариантах схем.

Выбраны класс номинального напряжения электрической сети, сечения

и марки проводов.

Определены потери мощности в линиях, выбор числа и мощности

трансформаторов на подстанциях, мощности в выбранных трансформаторах.

Выбраны схемы внешних соединений подстанций и их конструктивное

выполнение. Проведено технико - экономическое сравнение двух вариантов.

Расмотрены вопросы сети после авариного режима электрических сетей

110кВ.

Annotation

Calculation of 110 kV electric networks for the two substations. Produced by

definition preliminary capacity allocation schemes in selected embodiments.

Selected class rated voltage electrical network, cross-section and the brand

wires. Defined power loss in the lines, the choice of the number and capacity of

transformers in substations, power transformers selected.

Selected external wiring of substations and their constructive performance.

Conducted a feasibility comparison of the two options.

Examined issues of the network after Avarin mode 110kV electrical networks

Мазмұны

Кіріспе

1. Электрлік желі режимдерін есептеу

2. Максималды жүктеме режиміндегі ажыратылған желіге есеп

2. 1 Тұйықталмаған торап желілері бойындағы келтірілген

қуаттарды тарату

2. 2 Сымдардың маркасы мен қимасын таңдау

2. 3 Желідегі параметрлерді есептеу

2. 4 Ажыратылған желідегі буындар бойынша қуаттар ағынын есептеу.

3. Максималды жүктеме режимінде тұйықталған желіні есептеу

3. 1 Тұйықталған желі бойынша келтірілген қуатты бөлу

3. 2 Сымдарды таңдау

3. 3 Тұйықталған желідегі түйіндердің есептік жүктемесін және

желідегі параметрлерін анықтаймыз.

3. 4 Тұйықталған желідегі есептік жүктеменің линия бойынша тарату

3. 5 Тұйықталған желіде буындар бойынша қуат ағынын есептеу

4. Желі сұлбасының технико-экономикалық нұсқаларын салыстыру

4. 1 Электрлік желі сұлбасын таңдау

4. 2 Тұйықталмаған желінің есептік шығыны

4. 3 Тұйықталмаған желідегі есептік шығын (нұсқа 2)

4. 4 Варианттарды қолайлы таңдау және есептік шығындарды

салыстыру

5. Минималды жүктеме режимінде ұтымды тұйықталмаған желідегі қуат

шығынын және ағынын есептеу

5. 1 Трансформатордағы қуаттар шығыны

5. 2 Желідегі қуаттар шығыны мен ағынын есептеу

6. Апаттан кейінгі режимдегі тұйықталмаған желідегі қуаттың шығыны

мен ағынын есептеу

7. ҚС барлық режимдердегі кернеуді есептеу

7. 1 Максималды режим

7. 2 Минималды режим

7. 3 Апаттан кейінгі режим

8. Кернеуді реттеу

8. 1 Максималды жүктеме режимі

8. 2 Минималды жүктеме режим

8. 3 Апаттан кейінгі режим

9. Өмір тіршілік қауіпсіздігі

9. 1 110кВ. қосалқы станцияларындағы ащық тарату құрылғысында

найзағайдан қорғану.

9. 2 Электр қауіпсіздігін қамтамасыз ету. Қадамдық және жансу

кернеулерлеріне есептер жүргізу

9. 3 Қосалқы станциядағы өртке қарсы қойылатын шаралар

Қорытынды

Қолданылған әдебиеттер тізімі

Қосымша А

Кіріспе

Тарату (жергілікті) электрлік желілер - бұл әуе және кәбілді желілері

бар желілер. Оларда көптеген желі, трансформаторлар және, олардың есеп

режимдерін көлемді ететін жүктеме түйіншіктері бар. Сонымен қатар, мұндай

желілер олардың есептерін ескере отырып, режим есептерін қысқарта алады.

Келесі жеңілдетулерді негізге ала отырып, жергілікті желілердің

электрлік есептеулерді жүргізуге болады:

Жергілікті желілердің зарядтық қуаты олардың өткізгіштік қабілетімен

салыстырғанда, желінің зарядтық қуаты ескерілмейді.

Белгілі болғандай, кабельдік желілер үшін олардың индуктивті кедергісі

ескерілмейді. Олардың фазалар арасындағы ара қашықтығы басқалармен

салыстырғанда әуелік желі кедергілері азырақ болады. Бұдан басқа, жергілікті

желілердегі өткізгіштер қимасы аздаған болып жасалады, сондықтан олардағы

активті кедергілер индуктивтіден бірнеше есе асады.

Трансформатордың бос жүріс шығындарын ескермесек те болады.

Олардың шамасы аздаған қателікпен анықталады, яғни жүктеме

түйіндеріндегі қуат белгілі. Бос жүріс шығындары тек активті қуат

шығындары есептеген кезде және барлық желі бойындағы электроэнергияны

есептегенде екеріледі.

Желідегі қуат ағындарын есептеген кезде, кейбір жағдайларда қуат

шығындары ескерілмейді: желінің басындағы және соңындағы қуат бірдей

деп санаймыз. Аталған мүмкіндік баламалы болады, яғни барлық желі

түйіндеріндегі номиналды кернеу шамасы бірдей деп қабылданады. Әдетте,

желідегі қуат шығыны жергілікті немесе желідегі энергия шығынын

бағалаумен анықталады

Номиналды кернеумен анықталатын, түйіндердегі кернеуді есептеу

кернеу шығынымен есептеледі. Бұл кернеу құлауының көлденең қимасын

елемейтінін көрсетеді.

Әдетте, жергілікті электрлік желідегі режимді есептеу желі

бөліктеріндегі қуатты (ток) және түйіндердегі кернеуді анықтауға алып келеді.

Мәні төмен нүктедегі кернеу шамасы рұқсат етілген мәннен аз болады.

Түйіндегі кернеулердің ең төмен кернеуін анықтаудың орнына, әдетте

кернеудің ең үлкен шығынын табамыз. Олардың орнына қорек көзінің кернеуі

мен аздаған кернеу түйіні арасындағы айырмашылықты аламыз.

Әрбір жоба үшін подстанциядағы ТҚ схемасы, күштік

трансформаторлар және өткізгіштер қимасы таңдалып алынады; кернеу

шығыны мен қуат шығыны есептелінеді.

Апаттан кейінгі режимде және төменгі жүктеме режимінде есептелетін,

электрлік есеп үшін техникалық салыстыру негізгі ұтымды вариант таңдалып

алынады. Реттеуші кернеу барлық режимдерде іске асырылады.

1 Электрлік желі режимдерін есептеу

Электрлік желі режимдерін есептеудің белгіленуі келесілер болып

табылады:

- желі параметрлері мен сұлбасын таңдау, яғни желі элементтерінің

жүктелуін анықтаймыз және күтілетін қуат ағынының өткізгіштік қабілетіне

сай, сондай - ақ, трансформатор қуаты мен сымдар қимасын таңдауға да

байланысты;

- кернеуді реттеу тәсілдерін таңдау, реактивті қуатты компенсациялау

және ағын таратуды оптимизациялау; электр тораптарындағы электр энергия

мен қуат шығындарының өзгеру тенденциясын шығару және оларды шектеу

бойынша жүпгізілетін тәсілдерді жасау;

- электр энергиялық жүйенің (ОЭС) тұрақтығын қамтамасыз ету

бойынша жүргізілетін әдістерді шығару.

Энерго жүйе мен электрлік желілерді сұлбаларын дамыту сұлбаларында

аталған мақсатқа жету үшін келесі жұмыс режимдерінің есептеулері

жүргізіледі:

- статикалық тұрақтылық (ОЭС жүйе құрушы торап үшін) ; динамикалық

тұрақтылық (сұлбалардағы электростанция қуатын шығару үшін) ; ҚТ

токтары.

Негізгі электрлік желілер мен энергожүйелер үшін сұлбасы мен

параметрін таңдау:

- жоспарланатын және авариялық ремонт кезінде электростанцияның

негізгі құрылғысын табудың орташа шарттарымен сипатталатын

жоспарланатын қуат ағындары;

- жоспарланатын және авариялық ремонт кезінде электростанцияның

негізгі құрылғысын табудың жайсыз әсерлерімен сипатталатын максималды

қуат ағынының есептері.

ОЭС арасындағы жоспарланатын қуат ағыны келесідей:

- энергожүйенің қарастырылатын бөліктеріндегі максималды жүктеме

арасы;

- транспорт жағармайын энергожүйенің бір бөлігінен екіншіге жіберетін

электроэнергияны жіберудің экономикалық эффективтілігі немесе бір ОЭС -

те орналасқан энергияны үлкен ГЭС - тер қуатын қолдану, жүктеме

графигінің айнымалы бөлігінде басқа ОЭС қолданылады;

- жүктеме, ОЭС максимумы өскен кезде электростанциялардағы ірі

энергоблоктар қуатын енгізу сай болмауына байланысты.

Алыс аралықтарға үлкен өткізгіштік қабілетін арттыратын Ресейлік ЕЭС

функциялануын қамтамасыз етеді және аварияның мүмкін ажырауларын жою

үшін максималды рұқсат етілген өшу мәндерін қалыпты сұлбадағы және

қалыпты жұмыс режиміндегі қатыстық дефициттер қуатын қабылдауға

болады. Олар біріккен энергожүйенің қабылданатын бөліктеріндегі қуат

жүктемелеріне тәуелді болады.

Каскадты авария дамуын жою келесідей, қабылданатын ОЭС - тегі

қатыстық қуат дефициті максималды жүктемеден 5-10 % аспау керек.

Сенімділік шарттарына сай қосалқы станцияда екі трансформатор

пайдаланамыз. Трансформатордың номиналды қуаты Sном келесідей

таңдалады, максималды жүктеме режимінде қосалқы станциядағы бір

трансформатор ажыраған кезде, қосалқы станциядағы екінші трансформатор

барлық жүктемені өзіне қабылдап алады. Трансформатордың асқын жүктелуі

бес күн ішінде алты сағат бойынша номиналды қуаты 40%-ға дейін жүктеуге

жетеді.

№1 қосалқы стансасы үшін режимдерге есептер жүргіземіз

Сәйкесінше АО «АЖК» жобаланатын желі учаскесінде кернеуі 110кВ -

тық екі қосалқы стансасы 110/10 кВ - ты максималдық жүктеме режиміндегі

келесі параметрлерімен:

№1 Қосалқы стансасы үшін

Р1= 42 МВт және cosφ= 0. 9.

Осы қосалқы станса үшін максималды жүктеме режиміндегі толық

жүктемені осы өрнектен анықтаймыз :

S1=

= 46, 7 МВА.

Максималды жүктеме режимінен реактивті жүктемені осы өрнектен

анықтаймыз:

Q1= √

=√

=20 МВар.

Трансформаторлар 40% жұмыс істесе есептік жүктемені анықтаймыз,

онда нормалды режимдегі қуатты мына өорнектен анықтаймыз:

S1 нор. =

=33, 35 МВА.

Екі трансформатор қабылдаймыз тАа ТР ДН-25000/110/10.

№2 қосалқы стансасы үшін

Р2= 15 МВт және cosφ= 0. 9

Осы подстанция үшін максималды жүктеме режиміндегі толық

жүктемені ос өрнектен анықтаймыз:

S2=

= 16, 7 МВА.

Максималды жүктеме режимінен реактивті жүктемені осы өрнектен

анықтаймыз:

Q2= √

=√

=7, 3 Мвар.

Трансформаторлар 40% жұмыс істесе есептік жүктемені анықтаймыз,

онда нормалды режимдегі қуатты мына өрнектен анықтаймыз:

S2 нор. =

=12 МВА.

ТРДН-16000/110/10 түрдегі екі трансформаторды қабылдаймыз

1 кесте - Трансформатор параметрлері

Келтірілген қуат - ол қосалқы стансадағы трансформатордағы кіріс қуат.

Шығын мен келтірілген қуатты есептеу үшін Г-тәріздес орын басу

сұлбасын екі орамды трансформаторды қолданамыз.

Орын басу схемасын келтіреміз (сур. 1. 1) №1 трансформаторлық

қосалқы стансасы үшін

1. 1 сурет - Трансформатордың орын басу сұлбасы

Орын басу сұлбасының параметрлерін анықтаймыз:

Активтік кедергі

Rэкв. т1=

= 1, 6 Ом.

Реактивтік кедергі

Хэкв. т1=

= 28 Ом.

Стальдік сердечниктегі қуаттың шығыны:

Активтік

∆Рст1=n ∙∆Px=2∙25=50кВт.

Реактивтік

∆Qст1=n∙∆Qх=2∙180=360кВар.

Транформатордағы мыс

орамдарының

шығынын

анықтаймыз

(кедергілері Rт1 және Хт1 ),

Активтік қуаттың шығыны

∆Р1= ∙(

) ∙ ∆Рк = ∙(

) ∙125∙10-3 =0, 085 МВт.

Реактивтік қуаттың шығыны

∆Q1 = ∙

∙

= ∙

∙

= 0, 73 Мвар.

Бастапқы буынның қуат ағыны

Sб. бу. 1=S1+∆S1= (Р1+jQ1) + (∆P1+j∆Q1) = (42+j20) + (0, 085+j0, 73) =

42, 085+j20, 73(МВА) .

1 Түйіндегі келтірілген қуат

Sкелт1= Sб. бу. 1. +Sст1=(42, 085+j21, 14) +(0, 05+j0, 36) =42, 135+j21, 5 (МВА) .

№2 екі трансформаторлы қосалқы стансасы Г- тәріздес орын басу

сұлбасын (сур. 1. 2) қолданып келтірілген және шығынды есептейміз,

1. 2 сурет - ҚС-2 трансформаторындағы екі орамды

орын басу сұлбасы

Орын басу сұлбасындағы параметрлерін анықтаймыз:

Активтік кедергі

Rт2=

= 2, 16 Ом.

Реактивтік кедергі

Хт2=

= 43, 35 Ом.

Стальдік сердечниктегі қуаттың шығыны:

Активтік

∆Рст1=n ∙∆Px=2∙19=38кВт.

Раективтік

∆Qст1=n∙∆Qх=2∙112=224кВар.

Транформатордағы мыс

орамдарының

шығынын

анықтаймыз

(кедергілері Rт2 және Хт2 ),

Активтік қуаттың шығыны

∆Р2= ∙(

) ∙ ∆Рк = ∙(

) ∙85∙10-3 =0, 046 МВт.

Реактивті қуаттың шығыны

∆Q2 = ∙

∙

= ∙

∙

= 0, 23 Мвар.

Бастапқы буынның қуат ағыны

Sб. бу. 1=S1+∆S1= (Р1+jQ1) + (∆P1+j∆Q1) = (15+j7, 3) + (0, 046+j0, 23) =

15, 046+j7, 23(МВА) .

1 түйіндегі келтірілген қуат

Sкелт1= Sб. бу. 1. +Sст1=(15, 046+j7, 23) +(0, 038+j0, 224) =15, 084+j7, 262 (МВА) .

2. Максималды жүктеме режиміндегі ажыратылған желіге есеп

Тұйықталмаған желіден ықтимал үш варианттан ең кіші суммарлық

ұзындық түзуін аламыз (сур. 2. 1) .

2. 1 сурет - 110 кВ желідегі есептік схемасы

2. 1 Тұйықталмаған

торап

желілері бойындағы

келтірілген

қуаттарды тарату

Тұрақталған жұмыс режиміндегі есептерді орындаған кезде, торап

үшін келесі негізгі шарттарды қолдануға рұқсат етіледі. 110 кВ және одан

жоғары желі режимдерін есептеу кезінде желінің толық сұлбасы үшін барлық

желілер мен трансформаторлар қосылады.

110-330

кВ

желілерінде

тұйықталмаған нүктелердегі мақсатқа жету негізделуі керек. 35 кВ және одан

жоғары желі режимдерін есептеген кезде тұйықталмаған тораптар

қабылданады.

Есептеулер кезінде электростанция қуаты олардың жұмыс режимдерінің

қалыпты ұзақтығымен сай қабылданады; осылайша, электросанция

агрегаттары өшірілгенде жайсыз жағдайлармен салыстырғанда желі құрушы

жүйенің максималды есептік жұмыс режимдері тексеріледі.

1- 2 аумағындағы есептік жүктемені анықтаймыз

S1-2=Sкелт. 2=15, 084+j7, 262 МВА.

А-1 аумағындағы есептік жүктемені анықтаймыз

SА-1=S1-2+Sкелт. 1=(15, 084+j7, 262) +(42, 135+j21, 5) =

=57, 219+j28, 397 МВА.

2. 2. Сымдардың маркасы мен қимасын таңдау

Қима электр беріліс желісінің басты параметрі болып табылады.

Сымдарды таңдау келесідей жүргізіледі:

- тексерілуі бар jэк экономикалық тығыздығына сай;

- тәж шығындарына сай;

- авариядан кейінгі режимде рұқсат етілген токка сай.

Жобаланатын желідегі сымдар қимасын таңдау келесілерді ескере

отырып таңдалады: технико-экономикалық көрсеткіштер; авариядан кейінгі

шарттардағы сымның қызуының өткізгіштік қабілеті бойынша; әуелік желінің

сымдарының механикалық беріктігі; тәж пайда болу шарттары (ауа - райы

шарттары жақсы болған кезде тәжге берілетін белгілі қуат шығындары

болмайды және электроэнергияның жылдық қатыстық шығындары аз

болады) . Оқу жобасында электрлік торапты тексеру тұрақтылығы, белгілі

болмаса немесе қысқа тұйықталу мәндері белгілі болмаса, қысқа тұйықталу

кезінде жүргізілуі мүмкін.

Жоғарыда айтылған шарттарға

сай әрбір сымның қимасын

қарастырайық.

Электрлік желідегі сымдардың қимасын таңдау келесідей орындалуы

қажет, олардағы капитал шығындар мен торап желісі ғимаратын құру

арасындағы оптималды ара қатынасқа сай болады, сымдар қимасы артқан

кезде энергия

шығынымен байланысты қаржы шығындары артады, ал

сымдар қимасы артқан кезде кішірейеді. Бұл оптималды ара қашықтықты

анықтау қиын мақсат болып табылады, ол сым қимасын анықтауға алып

келеді, аздаған шығындарға сай болады. Әдетте, бұл мақсатқа жетудің

жеңілдетілген түрін ПУЭ - ге сәйкес, токтың экономикалық тығыздығы үшін

сымдар қимасын есептейміз.

Сымдар мен кабельдер қимасы әдісі минималды шығындарға сай

экономикалық қимасын табуға негізделеді. Өткізгіштің минималды қимасын

таңдау ұзақ режимнің ток қызуына, термиялық тұрақтылыққа және

механикалық беріктікке байланысты, сондай - ақ, техникалық қарастыруларға

сай кернеудің рұқсат етілген шығындарына алып келеді. Берілген

сипаттамаларға сай қималарды тексеру олардың ең көп қимасын анықтайды,

олардың көмегімен стандартты қима таңдалады. Бұл кезде экономикалық

сараптамаларды назарға аламыз, оларды есептеу өткізгіш қимасының артуына

алып келеді, демек капитал салымдар да артады [1] . Сым қимасының артуы

электроэнергия тарату кезінде шығындардың кемуіне алып келеді және

капитал салымдар электроэнергия шығындарын төмендеу есебінен өтеледі.

Мақсатқа сай экономикалық қиманы таңдау критерийі келтірілген шығынның

минималды шығындары болып табылады. Келтірілген шығынның минималды

мәніне сәйкес келетін қима - экономикалық қима деп аталады. Экономикалық

қима токтың экономикалық тығыздары нормаланған

мәннің немесе

жүктеменің экономикалық интервалына сай таңдалуы мүмкін [2] . Қима артқан

кезде желіні құруға арналған шығындар, амортизациялық аударылымдар,

жөндеу мен қызмет көрсетуге арналған шығындар да артады (2. 2 сурет З1) ),

қуат шығындары мен электроэнергия шығындарымен байланысты (2. 2 сурет

З2) .

2. 2 сурет - Қимадан келтірілген шығынның тәуелділігі

2. 2 суретте көрсетілген З1=З2 және суммарлы шығын минималды

болады. Осы нүктега қатысты қима экономикалық қима деп атайды:

Fэк =

; мм2

(2. 1)

мұндағы

шығындардың минимум лайықты сызықта фазаларда

jэк-тоқтың экономикалық тығыздығы, А/мм2, келтірген

өткізгіштерде таңдаулы қимада тоқтар тығыздық электр

берілісі.

Қималардың таңдау ретін тоқтың экономикалық тығыздық әдісі арқылы

таңдау келесіде көрсетілген:

1) Imax - желідегі максималды тоқты табады, ол тоқ аса көп жүктеме

режиміндегі желідегі тоқ.

2) тоқтың экономикалық тығыздығын jэк мәнін Тасакөп тәуелділігінен

табады.

3) Экономикалық қиманы (2. 1) формуласы арқылы табады.

4) Ең жақын стандарттық қиманы таңдайды.

Таңдап алынған стандартты қимаға тексеру жасайды:

Нормалы қыздыру бойынша және авариядан кейінгі режимдерге;

Нормалды және авариядан кейінгі режимдегі кернеудің мүмкін

болғанша шығындалуын;

Механикалық беріктігіне.

Тоқтың экономикалық тығыздығы үшін Т=3600c.

Осыған тең болады:

jэк=1, 1

А

мм

[ ] .

Сымдар қимасын таңдау әдісі токтың экономикалық тығыздығына

байланысты бірнеше кемшіліктерге ие болады. Бұл әдістің көптеген

кемшіліктері келесіге байланысты:

1) Cымдар қимасының стандартты шкаласы үзілісті (мысалы, 120, 150,

185, 240 мм2) . Бұндай шарттарда қиманы анықтаған кезде, токтың

экономикалық тығыздық шамасы екі стандартты қима арасында жатқан болып

табылады. Есептік қиманы жақын стандартқа сай дөңгелектеу келесі

жағдайларда қажет мәнге жақындайды, әсіресе көптеген ұзақтықтыққа

тартылатын жоғары кернеу желілерінде қиын мақсат болып табылады;

2) Желі бағасының сым қимасына тәуелділігі тік жолақты сипатқа ие

болады деп жобалаймыз, шындығына келсек бұл тәуелділік қиынырақ болып

табылады;

3) Желі бағасының сым қимасына тәуелділігі номиналды кернеуі бірдей

барлық желілер және конструкциясы әртүрлі тіректер үшін бірдей болып

қабылданады;

4) Энергияның шығындарын жабуға кететін есептік шығындар барлық

электр беріліс желілері үшін бірдей қабылданады;

5) Косымша капитал салымдардың өтелу уақыты қазіргі уақытта

энергетикада қабылданған технико-экономикалық әдіс есептеріне сай 8

жылдың орнына 5 жылда өтеледі деп есептеледі;

Tоктың экономикалық тығыздығының мәнін анықтаған кезде, моментке

дейінгі желіні эксплуатациялау кірісі басынан бастап жүктеме есептік мәнге

дейін жеткенге дейін берілетін сигналдың өзгеруі сым қимасын таңдау кезінде

ескерілмейді.

Токтың экономикалық тығыздығының әдісіне сай келетін кемшіліктерге

орай, соңғы жылдары электр беріліс желілері және жоғары кернеу желілері

үшін сымдар қимасын таңдау қуаттың экономикалық интервалдарына сай

таңдалады.

Сымның қимасын таңдау үшін қуаттың экономикалық интервалдарын

келесі әдіс көмегімен анықтаймыз. 110-500 кВ желілерде қолданылатын

әртүрлі стандартты сым қималары үшін электроэнергия жіберу бағасы

жіберілетін қуат желісінің есептік қуатына тәуелді болып құрылады. Бұл

тәуелділіктердің қисықтары а және b нүктелерінде қиылысады. 0-ден а-ға

дейінгі аралықтағы қуат интервалындағы сым қимасы F1 экономикалық қима

болып табылады, бұл кезде жіберудің есептік бағасы өте аз болады. а-дан b-

ға дейінгі аралықтағы қуат интервалындағы сым қимасы F2 экономикалық

қима болып табылады. Қорытындысында, технико-экономикалық

көрсеткіштерге сай сым қимасын таңдау үшін келесі шарттарды қолдануға

болады. Кернеуі 220 кВ-қа дейінгі электр беріліс желілері және электрлік

тораптар үшін сым қимасы токтың экономикалық тығыздығына сай таңдалуы

қажет.

Кернеуі 330 кВ-қа дейінгі және одан жоғары электр беріліс желілері

үшін сым қимасы технико-экономикалық есептеулерді негізге ала отырып

анықталады. Олар әртүрлі қималар сымдарына орай орындалған желінің

келтірілген шығындарына сай болады.

Жоғарыда келтірілген кернеуі жоғары барлық электр беріліс желілері

және электр тораптары үшін сымдар қимасын таңдау қуаттардың

экономикалық интервалдарына сай қабылданады.

Технико-экономикалық көрсеткіштерге сай таңдалған сымдар қимасы

авариядан кейінгі режимде жұмыстың рұқсат етілуі тексерілуі тиіс. Авариядан

кейінгі режимде электрлік желі сымдарымен қалыпты жүктемеден маңызды

түрде асатын ток ток жүріп өтуі мүмкін. Бұл жағдайда шығысында бір

тізбектің орнына екі тізбекке ие болуы мүмкін, сондай-ақ, қоректену пункті

біртекті болатын екі жақтан қоректенетін желілерді электрмен жабдықтау

тоқтатылған кезде. Осындай жағдайларда сымның таңдалған қимасы

авариядан кейінгі режимде ток ағып өткен кезде шектік рұқсат етілген

қыздыру шарттарын қанағаттандыруы қажет. Сым қимасын таңдау барысында

механикалық беріктілік шартын қанағаттандыруы керек.

Жоғарыда аталған шарттарға сай таңдалған сым қимасы тәж пайда болу

шарттарына да сай тексерілуі қажет.

Желі нұсқасының технико-

экономикалық таңдалуы кезінде критикалық кернеуді анықтау жолымен тәж

пайда болу мүмкіндігін бағалауға тиіспіз. Егер жобаланатын желінің

жұмыстық (номиналды) кернеуі немесе электр беріліс желісі критикалық

мәннен төмен болса, онда тәж орынға ие болмайды деп жобалаймыз.

А-1 желісі

Iраб А-1=

S А −1

3 ⋅ U ном

57, 2732 + 32, 12 2

3 ⋅110

= 345 А

FэкА-1=

S А −1

n ⋅ эк

345

2 ⋅1, 1

= 157 мм 2 .

АС-150 сым маркасын таңдаймыз

Тәжге кеткен шығынды тексеру: Uном=110 кВ -70мм2 болғанда өткізгіш

қимасы тәждің мүмкін болғанша шығындалуынан аз болуы керек.

150мм2>70мм2- шарты орндалады.

Апаттан кейінгі режимдегі мүмкін болатын тоқ арқылы тексеру, бірінші

шынжыр айырылған кезде екінші шынжырдағы сым максималды жүктемедегі

Iапат. кей. = Iраб. А-1= 345 А екі еселі тоқты ұстап тұруы тиіс.

Қима үшін қыздыру бойынша мүмкін болатын тоқ 150мм2 тең 450А

345 А<450А- шарты орындалады.

1-2 желісі

Iраб1-2=

S 1−2