АҚ АЖК Өтеген Батыр ТЭЖ электр торабын дамыту, есептеу, сараптау және нормалау

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 76 бет
Таңдаулыға:

7

8

9

10

Аннотация

В выпускной работе рассмотрены вопросы расчета, анализа и
нормирование потерь в электрических сетях Развития электрической сети АО
АЖК РЭС "Утеген Батыр". Выполнены расчеты по определению технических
потерь в электрических сетях. Расчеты по оптимизации режима проведены
с использованием программы РАСТР. В разделе экономики разработана
инвестиционная программа по снижению потерь, в которой в качестве
наиболее эффективного мероприятия было принято установка (БСК).
Экономический эффект определен на основе расчета суммарного дохода
компании от экономии электроэнергии при снижении потерь. В разделе

безопасности жизнедеятельности
был расмотрен травматизм в

электрических сетях Развитие электрических сетей Отеген Батыр АО
АЖК и проведены расчеты по определению пожарной безопасности и
необходимого объема освещения на ПС.

Abstract

In final work questions of calculation, the analysis and rationing of losses
in electric networks "Development of electric networks Otegen Batyr of JSC
AZHK" are considered. Calculations for definition of technical losses in electric
networks are executed. Calculations for optimization of the mode are carried out
with use of the RASTER program. In the section of economy the investment
program for decrease in losses in which as the most effective action it was
accepted installation (BSK) is developed. Economic effect is defined on the basis
of calculation of the total income of the company from economy of the electric
power at decrease in losses. In the section of health and safety traumatism in
electric networks "Development of electric networks Otegen Batyr of JSC
AZHK" was considered and calculations for determination of fire safety and
necessary volume of lighting on PS are carried out."Talgar ES" and the
calculations to determine the fire safety and the required amount of lighting at the
substations.

Аңдатпа

Бұл диплом жұмысымда АҚ АЖК Өтеген Батыр ТЭЖ электр
торабын дамыту, есептеу, сараптау және нормалау қарастырылды. Электр
тораптарындағы техникалық шығынды анықтау үшін есептеулер жүргізілді.
Режимді оңтайландыру есептеулері РАСТР программсын қолдану арқылы
жүргізілді. Экономика бөлімінде шығынды азайту бойынша инвестициялық
программа жобаланды. Мұнда ең тиімді шара СКБ-ны (БСК) орнату болды.
Шығынды азайту кезіндегі үнемделген электр энергиядан түсетін табыстың
есебі негізінде экономикалық әсері анықталды. Өмір тіршілік қауіпсіздігі
бөлімінде электр қауіпсіздігін негізге ала отырып АҚ АЖК Өтеген Батыр

11

ТЭЖ электр тораптарын пайдалануда зиянды және қауіпті факторлар,
қорғаныстық жерге қосу құрылғысын таңдау шарттары және қосалқы
станциядағы диспетчер бөлмесінде табиғи жарықтануға есеп жүргізу
жолдары қарастырылды.

12

Мазмұны

Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
...
1 Жобалау
объектісі ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Қосалқы станцияны жаңадан жобалауды қарастыру
... ... ... ... ... ..
2 Трансформаторлар санын және күшін анықтау
... ... ... ... ... ... ... ...
2.1 Ауданның есептік жүктемесін есептеу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.2. Трансформаторларды технико-экономикалық түрде салыстыру
... ...
3 Басты сұлбаны таңдау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4 ҚС өзіндік мұқтаждық трансформаторларын таңдау және ӨМ
электірлік жүктемені есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

4.1 Күштік жүктемелерді анықтау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2 Жарықтандыру жүктемелерін анықтау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.3 ӨМ трансформатор саны мен қуатын анықтау
... ... ... ... ... ... ... ..
4.4. Электрмен қамтамасыз ету сұлбасын орындау ... ... ... ... ... ... ... .

4.5. Электрмен қамтамасыз ету сұлбасының элементтерін таңдау
... ... ..
4.5.1 0,4 кВ кабельдердің қимасын таңдау
... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5. Қысқы тұйықталу токтарын есептеу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1 Жалпы мағлұмат
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Қысқы тұйықталу токтарын есептеуге арналған алмастыру
сұлбаларын құру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

5.3 Алмастыру сұлбасының параметрлерін
анықтау ... ... ... ... ... ... ...
5.4 Қысқа тұйықталу тоқтарын есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

6. Жерге тұйықталу тогын есептеу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7 Коммутанционды - қорғау жабдықтарын және токөткізгі бөліктерді
13
7

8

1
0
1
1
1
1
1
3
1
6

1
9
1
9
2
2
2
3
2
4
2
6
2
6
2
8
2
8

2
8
3
0
3
2
3
6

таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
..
7.1 Ажыратқыштар мен айырғыштарды
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .
7.2. Тоқ пен кернеу трансформаторларын
таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ...

3
8
3
9
4
2

7.3.
Асқын кернеуді шектегіштерді
4

таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .. ...
3

7.4
Шиналарды
4

таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .. ... ... ... ... ... ... ... ..
7.5 10 кВ желісінің қимасын таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .. ... ... ... .
4
4
7

8.
Автоматика мен релерік қорғанысты
5

есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... .
8.1 Қорғанысты таңдауды
дәлелдеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
8.2 Т1 және Т2 күштік трансформаторларының
қорғанысы ... ... ... ... ...
9 Асқын өткізгішті
трансформаторлар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
9.1 ЖТАӨ трансформаторлаының
артықшылықтары ... ... ... ... ... . ... ..
9.2 Жобалар мен экперементалды нұсқалар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

9.3 ЖТАӨ трансформаторлардың болашағы

10 Технико - экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1
5
1
5
2
5
5
5
8
5
8
6
1
6

10.1.
Капиталдық салымдарды
2

анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10.2 Жылдық шығынды
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10.3 Энергияның толық құны және беріліс құнын
есептеу ... ... ... ... ...
6
2
6
4
6

11 Технико
-
экономикалық бөлім
8

... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7

11.1.
Капиталдық салымдарды
4

анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
11.2 Жылдық шығынды анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
11.3 Энергияның толық құны және беріліс құнын есептеу ... ... ... ... ...

Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
...

14
7
6
8
0
8
0
8
6

Қолданылған
тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

15

әдебиеттер

8
8

Кіріспе

Электр энергиясының ең басты ерекшелілігі, қолданып отырған басты
продукты - электр энергиясына қор жасау мүмкіндігінің жоқтығы. Бүкіл
табылған электр энергиясы сол мезетте тұтынылады.
Энергетика мен электрификацияның дамуы көп жағдайда мемлекеттің
дамуын көрсетеді.
Электр энергиясы халықтық шаруашылықтың бүкіл салаларында ең
басты техникалық және ғылыми тұтқышы болып келеді.
Осындай орынды электр энергиясы келесідей характерлік
ерекшеліктері үшін алды: жоғары тұтынушылық қасиеттері, басқа энергия
түріне оңай түрлену, үлкен ара-қашықтыққа таратылуы. Осының барлығы
электр энергиясын шаруашылықта, өнеркәсіпте, транспортта, күнделікті
өмірде, байланысу жабдықтарында және тағы да басқа салалаларда қолдану
ыңғайлылығын жасадаы. Электр энергиясы жерде шарында өмірді
қамтамасыз етудегі ең басты формасы болды.
Өнеркәсіпте, ауыл шаруашылығында және транспортта өндіру
процесстерінің электрофикациясы тек автоматизация, механизация және
энергияның басқа түріне айналдыра қоймай, адам өміріне комфортты
шарттар жасап отыр. Өнеркәсіпте электр энергиясы ең таза энергия
түрлеріне жатқызылады.
Ол көлік жетегін ауыстырудан, механикалық компексті жүйені
жасауға дейінгі процессті жақсартады.
Электр энергетикасындағы ең мағыңызды мақсат электр станциялар
мен қосалқы станциялардағы ескірген жабдықтарды демонтаж бен заманауи
жабдықтармен жаңарту.
Жұмыс істеп тұрған қосалқы станцияларды жаңадан жобалау мақ-
сататтары: тарату құрылғыларында қосылу санын көбейту, қосалқы
станцияның және бөлек элементтерінің өткізгіштік қабілеттілігін арттыру,
кернеу сапасын арттыру, қосалқы станцияның фунциалдау сапасын және
эксплуатациялық қолайлығын арттыру, жұмыс жасаушы персоналдық еңбек
шарттарын жақсарту және қосалқы станция мен соның жанындағы
экологиялық жағдайды жақсарту.
Қосалқы станцияны жаңадан жобалаған кезде келесі сұрақтар шешілу
керек:
Электірлік желеілер мен қосалқы подстанцияны жаңадан жобалауды
дә-лелдеу;
Қосалқы станцияның принципиалды электірлік сұлбасын таңдау;
Қосалқы станцияның жобалауын ескере, электірлік тораптың
режимдерін есептеу;
Басты және көмекші жабдықтарды таңдау;
Жұмыс принципіне немесе құрылымына және қосылған жабдықтарға
Электр энергиясымен қамтамасыз ету жүйелері автоматиканы қолдануды

16

ұйғарады. Ол сенімділікті және жүйенің қауіпсіз жұмыс жасауын және де
қызмет көрсетуды артыра түсуге мүмкіндік береді.
Заманауи электр энергиясымен қамтамасыз ететін жүйелерде көбіне
ЭЕМ-лар қолданылды. Олар әртүрлі режимдерде нақты анализ жүргізіп
және де сұлбаларды құрастырған кезде және оған элементтерді таңдаған
кезде экономикалық тұрғыда ең жақсы вариантты таңдап береді.
Энергожүйенің қалыпты жұмыс жасалуы оның электірлік
қуаттарының резевтірінің болуы. Қуат резерві пайда болған қосымша
керектікті қуатты жабу үшін және энергетикалық агрегаттардың тыс
жүктемесін болдырмау болады.
Энергожүйеде көп жағдайда резевтің екі түрін жасайды: мобильді-
тәулік бойында пайда болатын жүктеме тербелістерін және маусымдық
жүктемелердің өзгерін немесе жөнделуге жіберілген жабдықтардың орнын
жабу.
Электрмен қаматамасыз ету сұлбасының сенімділілігі мен
қауіпіздігене қойылатын талаптар деңгейі Электр жабыдықтарын және
қорғаныс элемен-терін таңдағанда ПУЭ, ГОСТ пен СНиП-тардың қатал
шарттарын сақтау арқылы жүзеге асырылады.

17

1 Жобалау объектісі

АЖК АҚ - ы құрамына кіретін Қазақстандық энергиялық жүйе,
Өзбекстан және Қырғызстан энергетикалық компанияларымен қоса біріккен
Орталық Азия Энергетикалық Жүйесін (ОА ЭЖ) құрайды, ол Ресеймен
параллельді тәртіпте жұмыс жасайды.
АҚ АЖК АҚ-ның Алматы облысы АЭЖ-лары 10 ауданды электр
энергиясымен қамтамасыз етеді. Менің дипломдық жұмысымда қарас-
тырылатын Өтеген батыр ауданындағы қосалқы станция Өтеген батыр
АЭЖ-на кіреді.
Өтеген батыр АЭЖ-ның бастығы - Алмешов Алмахат Алмешович.
АЭЖ-дың мекен жайы - Өтеген батыр ауылы, Титов к-сі, 33А. Өтеген батыр
АЭЖ 2011 жылы құрылып, "АЖК" АҚ - ның құрылымдық бөлімшесі болып
табылады. Өтеген батыр АЭЖ құрамына жеті шеберхана кіреді:
Междуреченское ауылы, Қараой ауылы, Ащыбұлақ ауылы, Байсерке ауылы,
Первомайский ауылы, Боралдай ауылы және Өтеген батыр ауылы.Орташа
радиус 80 км. Жеке тұлғалар саны - 35 584 бірлікті құрайды, заңды
тұлғалар- 1215 бірлік.
Өтеген батыр АЭЖ балансында бар жабдықтар: ВЛ-10кВ- 806,56 км.
ВЛ- 6кВ -6,91км, ВЛ -0,4кВ - 530,73 км, КЛ- 610 кВ -31 км, КЛ-0,4кВ - 13, 77км,
ҚС- 1103510 кВ -1дана, ҚС-1106 кВ - 3дана, ҚС- 3510 кВ - 8дана, ҚС-356
кВ - 1дана, ЦРП- 610кВ -3дана, КТП-6-100,4кВ - 403107,071 мМВА.
Энергожүйенің үздіксіз жұмыс жасау үшін Өтеген батыр АЭЖ-на
баланста тұрған жабдықтар, желі және қосалқы станциялар жайлы және ең
бастысы "Илийкая" қосалқы станция жайлы мәліметтер болуы қажет.
3510 кВ кернеудегі "Илийкая " төмендетуші қосалқы станциясы Іле
ауданыда орналасқан
Қосалқы станция ауа температурасы орташа орташа жылдық
мәліметтермен 10 С құрайды. Қыстық орташа температура -10 С, жазда
27 С құрайды. Тайғақтықтан екінші ауданды және желден үшінді ауданды
құрайды. Жер сілкіну тұрақтылығы бес баллға тең.

18

1. 1 сурет - Өтегент Батыр ТЭЖ принциптік сұлбасы

Қазіргі таңда бұл қосалқы станцияда негізгі жабдықтардан:
1 Екі дана ТМ-250035 типті трансформатор.
2 РНДЗ.2-351000У1 типті айырғыштар.
3 ВТ-35-630-12,5У1 типті ажыратқыштар.
4 КРН-III-10 шкафы орналасқан.
Қарастырылып отырған қосалқы станция ауылдық тұтынушыларды
10 кВ желілерімен электр энергиясымен қамтамасыз етуге арналған. Және
қосалқы станция бірінші категориялы тұтынушыларды қамтамасыз етіп
отыр.
Қосалқы станцияны жаңадан жобалау тура сондай объектіні
салғаннан қиындау. Өйткені жабдықтарды ең басында демонтаждау керек.

19

1.2 сурет - 35\10 кВ Илийская ҚС сұлбасы

20

Демонтаждан бұрын қалған жабдықтарды апаттық режиммен есептеу
керек (1 қосымша ). Бүкіл жабдықтарды демонтаждау жұмыстары жұмыс
істеп тұрған қосалқы станциясында болады. Ол жерде ылғи техниканы
қолдану мүмкіншілігі болмайды, қауіпсіздік техникасын сақтау қажет,
тоқөткізгіш бөліктерден ара - қашықтықта болу қажет. Осындай
қиыншылықтар жаңа жабдықтарды қояр кезде де пайда болады.
Трансформаторларды демонтаждау келесі жұмыстардан тұрады:
Желіден ажырату, ошиновкаларды трансформаторлардан ажырату,
майды ағызу;
Қосылған жерден трансформаторларды демонтаждау және транспор-
тировка.
Жаңа трансформаторды қою келесі жұмыстардан тұрады:
- май жинағыш пен дренажды орды жасау;
- май жинағыштың балластын себу;
- рельстік фундаментті орналастыру;
- трансформаторды қойылатын орнына транспортировка;
- дайындалған аумаққа орналастыру;
- трансформаторға ошиновканы қосу;
- бакты маймен толтыру;
- сынамалық қосу және жөндеу;
трансформаторларды қосу және де жұмысын тексеру.
Трансформаторды қосалқы станция максималды жүктемеде болған
кезде ауыстыру қажет. Ол кезде негізгі тұтынушыларды өшірмей, қалған
трансформаторға түсетін жүктемені анықтау қажет.
Токөтікізгіш бөліктер (шиналар, ошиновка) және электрік
жабдықтардың бүкіл түрі (ажыратқыштар, айырғыштар, есептік
трансформаторлар) максималды есептік мәндер (тоқ пен кернеу) бойынша
таңдалу керек. Олардың таңдалуына есептелген көлем мен электр
жабдығының рұқсат етілген көлімі салыстырылады. Есептік және рұқсат
етілген көлемдердің кестесі жасалады. Сенімділікті және апатсыз жұмысты
қамтамасыз ету үшін, есептік мәндер рұқсат етілген мәндерден аз болуы
қажет.
Электр жабдықтары мен тоқөткізгіш бөліктерін таңдауда басты
шарттар:
Узақ жұмыс жасау шарты:
а) кернеу бойынша таңдау;
б) қызу шарты бойынша;
Тесіп өтетін қысқа тұйықталу тоқтарына төзімділік шарты:
а) электродинамикалық төзімділікке тексеру;
б) термиялық төзіділікке тексету.

21

1.2 Қосалқы станцияны жаңадан жобалауды қарастыру

3510 кВ кернеулі "Илийкая" қосалқы станциясы Алматы облысы,
Өтеген Батыр ауданында орналасқан.
Қосалқы станция 1973 жылы салынған. Төрт шығыс желісі бар. Оған
ТМН 250035 типті екі трансформатор орналасқан. Жүктеме бірқалыпты
емес.
Ауылда жаңа шағын кәпіс көздері ашылып, үйлер салынып жатыр.
Сол себептен жүктемелер мәндері әртүрлы және екінші фидер басқаларына
қарағанда көбірек жүктелген.
Және де өндрістік орындардың өсуіне байланысты тағы екі 10 кВ
шығыс желісін қосу мұқтаждығы болып тұр (фидер Ф-5 и Ф-6). Осыған
байланысты жүктеме өсті. Оның есептік мәні 3 746,76 кВА болды.
Осыған байланысты орнатылып тұрған трансформаторлар қуатқа
байланысты шартты орындап тұрмағаны көрініп тұр. Және қосалқы
станцияның моральді және физикалық тұрғыда ескіргені де үлкен маңызда.
Есептелулер мен 1 және 2 категориялы тұтынушыларға электр энер-
гиясын таратудағы сенімділікті арттыру үшін жүктеме үстінде кернеуді
рейттейтін жабдығы бар қуаты 4 000 кВА болатын екі трансформаторды
қолдану көзделіп отыр.
Өзіндік мұқтаждық жүктемесі 3746,76 кВА құрайды. Өзіндік
мұқтаждықты және оперативті тізбектерді қоректендіру үшін қуаты 4 000
кВА болатын екі трансформаторды қолдану көзделіп отыр. Қабылданған
сұлба бойынша оперативті тоқ қолдану қарастырылған.
Қосалқы станция аумағын жарықтандыру үшін АТҚ блоктарында
орналасатын әрқайсысында 7 м биіктікте орналасатын СЗЛ 300-1 типті
төрт дана светильниктар ОУ-2 типті жарықтандыру құрылғыларында
қосылады.
Қосалқы станция КТҚСБ (М) комплекті типімен жобаланды. 10 кВ
тарату құрылғысы К-59 сериялы 14 шкафы бар КТҚС пен комплектінеді.
Қослақы станцияның жабдықтары қысқа тұйықталу тоқтарына төзімді.
Өзіндік мұқтаждықты және оперативті тізбектерді электр
энергиясымен қамтамасыз ету үшін екі ТМ-16010 типті трансформатор
қолданылды.
Релелік қорғаныс пен автоматика панельдері кірпішті ОҚСБП-нда ор-
наласқан.
ҚС та оперативті аудару кезінде қате әрекеттерді алып тастау үшін
электромагнитті блокировка ескерілген.
10 кВ кернеуге жерлеуші реакторларды орналату қажет емес.
Найзағайдың тура соғуларына қарсы жабдықтар мен ҚС жерлеуші
құрылғылары нормативтерге сай таңдалынды.

22

2 Трансформаторлар санын және күшін анықтау

ҚС-дан 1,2,3 категориядағы тұтынушылар қоректеніп тұр. Сол үшін
1-категориядағы тұтынушыларды дәйікті қоректендіру үшін (автоматты
қайта орнына келу кезінде ғана үзіліс жасауға болады) екі трансформаторды
қосуды аламыз.

2.1 Ауданның есептік жүктемесін есептеу

3510 кВ трансформаторлы подстанцияларда 10-35 кВ шиналардағы
есептік жүктемелер басты 10-35 кВ шығыс желілерді есептік жүктемелерді
қосумен анықтайды.
10-35 кВ желілеріндегі есептік жүктемелерді электроэнергияны алып
отырған КТП 6-200.4 кВ есептік қуаттарын қосу арқылы аламыз, [20].
Мысал ретінде ,,Илийкая" қосалқы станциясынан 10 кВ ,,Ауыл" шы-
ғыс желінің басты аумағына есептелу жүргіземіз.
Бастпақы мәндерден алынған КТП 100.4 есептік қуаттарын 2.1
кестесіне енгіземіз.

2.1 кесте - Ауыл желісінің бастапқы мәндері

8

n 8

(2.1)

8

8

8
QР i =

к 0 ∙ in 1 Q 8pi

(2.2)

мұнда P Р i , Q Р i - i-лі 10 кВ кернеулі желінің активті және реактивті
қуаты;

23 № п.п
КТП
Аты
Рр, кВт
Qр, квар
Sр, кВА
1
Мектеп
36,3
12
38,25
2
Тұрғын үйлер
29,7
12
32
3
Клуб
8,2
3
8,7
4
Бала бақша
7,6
2,3
7,9
5
Емхана
20,0
8
21,5
6
Мешіт
6,8
3,1
7,5
7
Тұрғын үйлер
18,7
8,9
20,75
8
Тұрғын үйлер
50,4
16,7
53,05
9
Толығы
177,6
66
189,65
Р Р i 0 j 1 PPi ,

к 0 - жүктемелерді қосу үшін арналған бір уақыттық коэффициент.
Коэффициенттердің мәндері әдебиеттінде келтірілген,[20];

8
8

P Рi , Q Рi - - Бөлек КТП 100.4 кВ-ның есептік активті және реактивті
қуаты.

8
Р i

10 кВ желісінің басты аумақтарының есептік жүктемесі 2.2 кестесінде
келтірілген

2.2 кесте - 10 кВ желісінің басты аумағының жүктемелері

Екі трансформаторлы қосалқы станцияларға бір қуатты трансфор-
маторларды қою ұсынылады және әрқайсысын 65-70% қосалқы стансаның
есептік жүктемесіне байланысты алынады, [1].
Екі трансформаторлы қосалқы станциясында трансформатор қуатын
келесі формуламен анықтаймыз:

ТР

З

max

(2.3)

мұнда К ж -трансформатордың жүктеу коэффициенті , К З =0.65 0.7;

S max -қосалқы стансияның өзіндік
мұқтаждығын ескере

отырып алынған қосалқы станциядан қоректеніп тұрған
жүктемелердің макси-малды қуаты, кВА.

Өзіндік мұқтаждыққа кететін қуат есептік қуаттан 5% деп алынады.

max

24

35
рп с

(2.4) № пп
Желі
Ре, кВт
Qе, квар
Sе, кВА
1
Ауыл 01
142,08
52,8
151,7
2
Ауыл 02
899,91
465,9
1013,36
3
Қошары
141,94
39
147,2
4
Өндіріс ТОО
ПФК ЭЛЕАС
1800
885
2000
5
Өндіріс Су
құрылыс
385,69
200,1
434,5

Толығы
2510,89
1110
3 746,76

max

ТР

Бұл ҚС-ға екі типті трансформаторларды қолдануға болады:
ТМН-4 00035-85 У1;
ТМН-6 30035.
Қалыпты режимде және апаттан кейінгі тұтынушылардың
максималды қуаты кезіндегі бір трансформатордың жүктеу коэффициенті:

З

Smax

2 SТР

(2.5)

(2.6)

.

ТМН-4 00035-85 У1 үшін:
S max

S

К З =

3934,09
2 4000

=0.49;

ТМН-630035 үшін:

K З П.АП =

3934,09
4000

=0,98;

К З =

3934,09
2 6300

=0,31;

K . =

3934,09
6300

=0.62.

2.2.

Трансформаторларды

технико-экономикалық

түрде

салыстыру

Трансформаторлар қуатын тұжырымды таңдау үшін ТМН-4000-3510-
85У1 және ТМН-630035 трансформаторларын келтірілген шығынына
байланысты қарастырайық.
Келтірілген шығындар келесі формуламен анықталады:

З=Р Н К Т И,

25

(2.7)

мұнда Р Í =0.12 - күрделі қаржы салуда нәтижеліліктің нормативті
коэффициенті;

Т

'
Т

(2.8)

мұнда К Т - трансформатордың жаңа бағасы ( 20014 ж.);
Д-ескі бағаның жаңа бағаға ауысуын ескеретін коэффициент;
n-трансформаторлар саны;
К Т' - трансформаторлардың ескі құны ( 1981 жылға.).[7]

Жыл сайынғы ұсталымдар:

à

n

(2.9)

мұнда: И à =Д n К Т n - амортизацияға ұсталымдар ( n =1);
И n =b Э Г - электр энергиясын жоғалтуға ұсталымдар (b=0.68).

Трансформаторларда электр энергиясын жоғалту:

(2.10)

мұнда: Т Г =8760 сағат.;
Т max =4800 сағат.;

(

)

(2.11)

1-ші нұсқа: ТМН-4000-3510-У1.

ТР

Х

К

"

Э Г =2 4.1 8760+12 23.5 (

3934,09 2
2 4000

И n =0.68 84374.1=57374.4(теңге.);

И à =25 2 76440 0.1=382200 (теңге.);

И=57374.4+382200=439574,4 (теңге.);

26) 3195.7=84374.1 (кВт с);

З 1 =0.12 25 2 76440+439574,4=898214.4 (

тенге
жыл

).

2-ші нұсқа: ТМН-630035.

S=6300 кВА, n=2, Р Х = 5.6 кВт, Р К =33.5 кВт, К'=89600 (теңге.);

Э Г =2 5.6 8760+12 33.5(

3934,09 2
2 6300

И n =0.68 105096.03=71465.3 (теңге.);

И à =25 2∙17500 0.1=448000 (теңге.);

И=71465.3+448000=519465.3 (теңге.).

З 2 =0.12 25 2 89600+519465.3 =1057065.3 (

тенге
жыл

).

Есепте көрініп тұрғандай, ТМН-4000-3510-85У1 ТМН-630035
қарағанда қолдану келтірілген шығындар бойынша 158 850.9 ге арзанырақ.
Сол үшін тұжырымдай келе 3510кВ кернеуде жүктеме кезінде кернеуді

реттеп отрыратын жабдығы бар ТМН 2
даймыз (2.1 сурет).

27
МВА трансформаторын таң-) 3195.7=105096.03 (кВт∙с);

2.1 сурет - 3510 кВ Илийская ҚС сұлбасы

19

3 Басты сұлбаны таңдау

3.1 Жоғарғы кернеудегі таратушы жабдығының сұлбасын таңдау

ҚС жобасының сыртқы электр энергиясымен жабдықтау сұлбасына
қарай отыра, оны тұйықталған топқа жатқыза аламыз. Бұндай ҚС түрлеріне
жоғарғы кернеулі таратушы жабдықтарға жеңілдетілген сұлбалар қолдануға
ұсыныс жасалады:
- сұлбалар желі блоктраында - трансформатор, екі трансформаторлы
варианттарда айырғыштарда жөндеуіш жалғастырғыштармен;
- айырғыш қолданылған кішкене көпірлік сұлбалар.
ҚС сұлбасына келесі талаптар орындалу керек:
- аз баға;
- қолдану ыңғайлылығы;
- түбегейлі өзгертусізбен ҚС кеңейту.
Электр энергиясымен жабдықтау сенімділігін ескере отырып ТЖ
сұлбаларын қарастырайық:
- бірінші нұсқа, сұлба 35-4Н (ажыратқышпен екі бок және ай-
ырғыштардан автоматты емес жалғастырғыш);
- екінші нұсқа, сұлба 35-5Н (желі тізбектерінде ажыратқышпен
кішкене көпірше және трансформатор жақтағы жөндеу жалғастырғышы-
мен орындалған).

3.1сурет - ТҚ сұлбасы 35 кВ-35-4Н

20

3.2 сурет. - ТҚ сұлбасы 35кВ-35-5АН

Бірінші нұсқа арзанырақ және оңайырақ. Екінші нұсқа қымбатырақ,
бірақ трансформаторларда апат болғанда немесе жөндеуге алынған кезде
қоректеп тұрған желіні өшірмеуге болады.

Желі тізбектерінде ажыратқышы бар кішкене көпірі бар және транс-
форматор жағында жөндеуіш жалғастырғышы бар сұлбаны таңдаймыз.

21

4 ҚС өзіндік мұқтаждық трансформаторларын таңдау және ӨМ
электірлік жүктемені есептеу

4.1 Күштік жүктемелерді анықтау

Күштік жүктеменің мәндері электр қабылдағыштардың номиналды
қуаты, сан мен жұмыс істеу режимі болып табылады.
Есептік жүктемелерді анықтау үшін тізбектелген диаграммалар тәлі-
лін қолданамыз [7]. Осы әдіспен есептік жүктемені орташа максимум коэф-
фициентімен анықтаймыз.
Есептік жүктеме электрқабылдағыштардың орташа активті жүкте-
месене PСМ ең жүктелген кезегінде анықталады:

PСМ K И PУСТ ,

(4.1)

мұнда K И - электрқабылдағыштар тобының активті қуатты қолдану
коэффициенті;
PУСТ - электрқабылдағыштардың орныққан қуаты, кВт;
Ең жүктелген кезектегі реактивті қуат:

QСМ PСМ tg ,

(4.2)

берілген электрқабылдағыштардың tg - cos сәкес келеді;
электрқабылдағыштардың тиімді саны [14] келесі формуламен
анықталады:

эф n
ном,i

2
ном,i
i 1
2

(4.3)

nэф , K И бойынша - есептік жүктеме коэффициенті анықталады K p .[14]
Есептік реактивтік жүктеме келесі формуламен анықталады:

n эф 10 болғанда Qp 1,1 QСМ ,

n 10 болғанда Qp QСМ ,

Есептік жүктеме келесі формуламен анықталады:

Pp K p PСМ ,

22

(4.4)

(4.5)

(4.6) n P

n i 1
,
P

Толық есептік қуат:

Sp Pp2 Q 2p ,

Электрқабылдағыштар тобының есептік тоғы:
(4.7)

I p

Sp
3 U ном

,

(4.8)

23

4.1 кесте - 3510 ҚС-ның өзіндік мұқтаждық жүктемесі

21 Берілген мәлімет
Есептемелік мәліметтер
Қабылдағыш
атауы
Қабылдағыш саны
Қуат, кВт
Анықтамалық
мәлімет
PСМ
QСМ
nэф
K p
Pрасч
Qрасч
S расч
I расч
Қабылдағыш
атауы
Қабылдағыш саны
Бірдана
Толық
K И
cos
tg

ВМ-35
жылыту
9
0,5
4,5
1
0,950.
33
4,5
1,49
9
1
4,5
1,49
4,74
6,8
ОҚСБ
жылыту
10
1
10
1
0,950.
33
10
3.3
100
0,95
9.5
3.63
10,17
14,7
КРУН
жылыту
11
0,8
8,8
1
0,950,
33
8,8
2,9
11
1
8,8
2,9
9,27
13,4
Оперативті
тоқ тізбектері
2
2.6
5,2
0,12
0,33,1
8
0,62
4
1,98
2
1
0,624
2,178
2,27
3,45
Сыртқы
жарық-
тандыру
2
0,15
0,3
0,35
0,51,7
3
0,15
0,26
2
1
0,15
0,26
0,3
0,4
Прожектор
СЗЛ-300-1М
3
0,3
0,9
0,35
0,51,7
3
0,45
0,79
3
1
0,45
0,79
0,91
1,3
КРУН-3-10
Шкафтарын
жарықтандыр
у
2
0,15
0,3
0,35
0,51,7
3
0,15
0,26
2
1
0,15
0,26
0,3
0,4
РПН жылыту
2
0,5
1
1
0,950,
33
1
0,33
2
1
1
0,33
1,05
1,5
Толығы
41

31
0,83

25,6
7
11,3
5
0,93

28,05
40,5

4.2 Жарықтандыру жүктемелерін анықтау

Қызметтік бөлмелерді жарықтандыру үшін ЛБ типті лампа және ПВЛМ
типті светильниктер таңдалады. Есептеуге K ПРА жіберуге әсер етін аппаратура-
ның коэффицентін, cos, іліп қойылу ұзындығын, төбенің шағылусын, қабыр-
ғалар шағылысу коэффициенті мен жұмыс ауданның шағылусуын білу қажет.
Есептелу салыстырмалы қуаттар тәсілімен есептелінеді. Апаттық
жарықтандыру қуаты орныққан негізгі жарықтандыру қуатынан 5% кем емес
қабылданады.
ҚС ауласын жарықтандыру үшін үш дана СЗЛ-300-1м типті қыздырғыш
лампасы бар светильниктар және рефракторы бар ілінбелі призмалық СПП-
200М типті екі дана светильник қолданамыз.
СНиП2-4-79 бойынша: көзбен жұмыс жасау разряды және нормативті

Екі
мәнін таңдаймыз. Осы типті светильниктардың нормативті

жарықтандыруы Ен [14] осыған байланысты салыстырмалы қуатты
анықтаймыз.

Активті орналасқан жүктеме келесі формуламен анықталады:

Pуст Pуд Sп ,

Активті есептік жүктеме:

Pp Pуст K c K ПРА ,

Реактивті есептік жүктеме:

Q p Pp tg ,

Табылған мәндерді 4.2 кестесіне еңгіземіз.

4.2 кесте - Жарықтандыру жүктемесінің есебі

22

(4.9)

(4.10)

(4.11) Бөлме
атауы
Бөлме
аудан
2
F(м )
Көзбен
жұмыс
жасау
разряды
Жару
норма
Ен лк
Р
Втм
Активті жүктеме
Реак-тивті
жүктемеВар
Тип, қуат,
Вт
Бөлме
атауы
Бөлме
аудан
2
F(м )
Көзбен
жұмыс
жасау
разряды
Жару
норма
Ен лк
Р
Втм
Pу ст,
Вт
Pр ,
Вт
Реак-тивті
жүктемеВар
Тип, қуат,
Вт
Кезекші
бөлмесі
11,9
V
200
18,6
221.34
247,9
106,6
4 ЛСПО5- ЛБ
2 40 Вт
Басқару
щиты
30,9
V
200
14
432,6
484,5
208,3
6 ЛСПО5-
ЛБ2 40 Вт
Тамбур
6,7
XIII
75
6.3
42,21
48,54
20,87
2 ЛСПО5-
ЛБ1 40 Вт
Кабинет
14
V
200
11,7
163,8
188,4
81
2 ЛСПО5-
ЛБ 2 40

4.2 кестенің жалғасы

4.3 ӨМ трансформатор саны мен қуатын анықтау

Өзіндік мұқтаждық трансформаторлары (ӨМТ) күштік трансфор-
маторлардың жанында орналасады және қоректендіру күштік трансфор-
маторлардың 10 кВ шығысынын алынады. Өзіндік мұқтаждық тұтынушылары
бірінші категорияға жатады.

Sp 30.83 кВ А ,

(4.12)

Екі ӨМТ сұлбасы таңдалады. 380220 В шиналары екі жақтан

қоректенетін АВР жабдығымен қалыпты өшіп тұрған
ажыратқышпен секциаланады.

Өзіндік мұқтаждық трансформаторлардың қуаты, Sтр :
автоматты

Sтр

Sp
k з n Т

,

(4.13)

мұнда k з -ӨМТ-ның жүктеме коэффициенті, k з =0,65-0,8
nТ - ӨМТ саны.

n Т

Sp
k з Sтр.но м

,

(4.14)

мұнда Sтр.ном - трансформатордың номиналды қуаты.

n Т

Pp
k з Sтр.ном

25.67
0.65 25

2

23 Транс-р
жарық-уы
----
----
----
----
----
----
----
СЗП-300-
1М,3 300 Вт
КРУН-III-
10
Жарықтан
-у
----
----
----
----
----
----
----
СПП-200м
2 150 Вт
ОҚСБ
Аппатық
жар-у
92
ХIII
5
4.2
386,4
386,4
----
6 НПО-60
КРУН
Аппатық
жар-у
33
ХIII
5
4,2
138,6
138,6
----
3 НПО-60
Жалпы

----
2780 Вт

Екі дана қабылдаймыз.
Қалыпты және апаттан соңғы режимдегі жүктеме коэффициенті
келесідей болады: KЗ.Н . и KЗ.ПАВ .

K З.Н.

Smax
2 Sтр

,

(4.15)

(4.16)

K З.ПАВ
Smax
Sтр

,

K З.Н .

K З.ПАВ

25.67
2 25

25.67
25

0.51

1.03

Өзіндік мұқтаждық тұтынушылары бірінші категорияға жатқандықтан
әрдайымдық қоректену болу керек. Қолдануға ТМ-2510 типті екі тран-
сформаторын қабылдаймыз. Оның біреуі резервте болады. Тұтынушылар
басқа транформатормен қоректенеді және секционды ажыратқыш қалыпты
жұмыс режимінде қосылып тұрады.

4.4. Электрмен қамтамасыз ету сұлбасын орындау

Өзіндік мұқтаждық қабылдағыштары оперативті тоқтар, трансфор-
маторларды салқындату жүйесінің электрлік қозғалтқыштары, жарықтандыру,
бөлмелердің электрлік жылытуы, жоғарғы кернеудегі электрлік жабдықтар
мен шкафтарды электрлі жылыту, байланыс және сигнализация т.б болып
табылады. Қосалқы станцияда өзіндік мұқтаждық желісі 380 В кернеуде
жұмыс жасайды.
Өзіндік мұқтаждық сұлбаларында автоматты ажыратқыштар А3794С,
АЕ2000 сериясында орындалады. А3794С ажыратқыштары трансформатор-
лардың секционды байланыстарында және кірістерінде, ал АЕ2026 сызықты
қосы-латын жерлерде қолданылады. А3794С максималды тоқтан қорғанысы
бар және селективті. Уақыт ұсталымы Tcо 0.01с болады. АЕ2000 селективті
емес және уақыт ұсталымы Tco0.02с.
Әртүрлы нақты жағдайларда қосалқы станцияларда екі не одан да көп
380220 В кернеулі орталық шиттар болуы мүмкін. 380220 В щиттары ОҚСБ
орналасқан щиттардан немесе өзіндік мұқтаждық трансформаторларынан қо-

24

ректене алады. Щиттар арасындағы қабылдағыштардың орналасуы террито-
риялық жақындықпен және қолдану ыңлайлылығы приницімен қосы-лады.
Бактік ажыратқыштарды жылыту тізбегіктеріне арнап индивидуалды
ұяшықтар орналасады және автоматты ажыратқыштармен компенсацияланып
бактарды және ажыратқыш жетектерді жылытуды бірқалыпты немесе бөлек
қоса алады.
Екі өзіндік мұқтаждық трансформаторларын қолданғанда көп жағдайда
айқын емес резервті сұлба қолданылады. (сурет 4.1).

4.1 сурет - Айқын емес резервті сұлба

Сыртта қолданылатын жабдықтардың шкафтарын және релелік
қондырғыларды, КТҚС, зажим шкафтары т.б жылыту тізбектері тұйық сұлба
бойынша өзіндік мұқтаждық щиттарына кіру арқылы қоректенеді.

4.5. Электрмен қамтамасыз ету сұлбасының элементтерін таңдау

4.5.1 0,4 кВ кабельдердің қимасын таңдау

1000 В

кернеуге

дейінгі

кабельдердің

қимасы

келесі

шартта

анықталады:

1

U К Uном.сети ,

(4.17)

мұнда U К - кабель кернеуі;
U ном.сети -желінің номиналды кернеуі: 0,4 кВ.

2

Ip Iдоп K ср K пр ,

25

(4.18)

мұнда I p - есептік тоқ;
I доп -кабелдің рұқсат етілген ұзақ тоғы;
K ср -аумақ коэффициент;
K пр - кабель орналасуынын ескеретін коэффициент.

3. U 3 I p l (r0 cos x 0 sin ) 5% ,

l - кабель ұзындығы;
r0 , x0 - кабельдің активті және рекативті кедергілері.

26

(4.19)

5. Қысқы тұйықталу токтарын есептеу

5.1 Жалпы мағлұмат

Қысқа тұйықталу тоғын есептеу электрлік жабдықтардың термилялық
және динамикалық қабілеттіктеріне, релелік қорғанысты жөнге келтіру мен
жерлегіш құрылғыларды проектілеуге керек. Қысқа тұйықталу тоқтарын дәл
есептеу оның тұтас белгілі мақсатқа байланысты. Электрлік аппараттарды
таңдаған кезде релелік қорғанысты қарағанда үлкен ауытқулар болатыны
бәріне белгілі.
Электрмен жабдықтау жүйелерінде Қ.Т тоғын ЭЕМ-ны қолданғанның
өзінде өте қиын және еңбекті көп қажет ететін есептелулер болып табылады.
Сол үшун практикалық есептелулерде дәлдікке қатты әсерін тигізбейтін
әртүрлі жорамалдар қабылданады.
1 кВ-тан жоғары кернеуі бар желілерге келесі басты жорамалдар
қолданылады:
- есептік сұлбаға кіретін ЭҚК энергия көздерінің фазалары есепке
алынбайды;
- үш фазалы желі симметриялы болып алынады;
- жүктеме тоғы ескерілмейді;
- сыйымдылықтар есептелмейді. Соған байланысты ауа мен кабельді
желілердегі сыйымдылық тоғы ескерілмейді;
- магниттік жүйенің қанығуы қарастырылмайды. Ол қысқатұйықталу
тізбегінің бүкіл элеметтерінің индуктивті кедергілерін тұрақты және тоққа
тәуелді емес деп алуға мүмкіндік береді;
- трансфроматорлардағы магниттану тоғын есепке алмаймыз. Оны
есепке алмағанда дәлсіздік 2 5% пайыздан аспайды;

5.2 Қысқы тұйықталу токтарын есептеуге арналған алмастыру
сұлбаларын құру

5.2.1 ҚТ максималды тоқтарын есептеге арналған алмастыру
сұлбасын құру

ҚТ максималды тоқтары 10 кВ желілері парралельді жұмыс істегенде
және
3510 трансформаторлары паррарельді жұмыс істегенде болады. ҚТ
тоқтарын аластыру сұлбасы салынса, оңайланады. Максималды қысқа
тұйықталу тоқтарын есептеуге арналған алмастыру сұлбасы 5.1 суретінде
көрсетілген.

27

5.1 сурет - Алмастыру сұлбасы

5.2.2 Қысқа тұйықталудың минималды токтарына алмастыру
сұлбасын құрау

ҚТ-ның минимады тоқтарын анықтау қорғаныс сезімділігіне қажет.
Қысқа тұйықталудың минималды тоқтары 10 кВ желілері және 3510
кВ трансформаторлары бөлек жұмыс жасап тұрғанда болады. Минималды
режимде ҚТ тоқтарын есептеуге арналған алмастыру сұлбасы 5.2 суретінде
көрсетілген.

5.2 суре-Алмастыру сұлбасы
28

5.3 Алмастыру сұлбасының параметрлерін анықтау

Энергожүйенің бүкіл параметрлерін 10,5 кВ жағына апарамыз.
Жүйе параметрлері:

Zc

U C2 Р
3 S(кз,3)с

,

(5.1)

E C

U CР
3

,

(5.2)

мұнда U ОР - энергожүйенің орташа кернеуі ( U ОР =10,5), кВ;

S(кз,3)с -
жүйенің қысқа тұйықталу қуаты
(бұл
мән
АЖК

мәліметтерінен алынды
( 3)

Онда жүй параметрлері келесідей болады:

Zc

(10,5 103 ) 2
3 75 106

=0,85 (Ом);

E C

10,5 103
3

=6,06 (кВ)

W2-10 кВ желісінің параметрлері:
АС-70 сымына : r 0 0,43 (Омкм);

х 0 =0.32 (Омкм).

х л х 0 Lл ,

rл r0 Lл ,

x л 0.32 5.7 1.824 (Ом);

rл 0.43 5.7 2.451(Ом);

z л x 2л rл2 ,

z л 1.824 2 2.4512 3.055 (Ом).

29

(5.3)

(5.4)

(5.5)Sкз,с =75), МВ·А;

мұнда

r0 ,

x 0 - желінің салыстырмалы активті және индуктивті

кедергілері, Ом.

Ұқсас әдіспен басқа желілердің кедергілерін анықтаймыз.
3510 кВ күштік трансформаторларың параметрлеріі :
ТМН-25003510: Sн , тр =2,5 МВА; Uн,вн =37,0 кВ; U н,нн =10,5 кВ;
Рк =23,5 кВт; U к =6,5%.
Трансформаторлардың кедергісін келесі формуламен анықтаймыз:

R ТР

X ТР

2

2

2

100 Sном

,

,

(5.6)

(5.7)

ZТР R ТР2 X ТР2 ,

Трансформатор кедергісі тең болады:

(5.8)

R ТР

23,5 103 (10,5 103 ) 2
(2,5 106 ) 2

=0,415 (Ом);

X ТР

6,5 (10,5 103 ) 2
100 2,5 106

=2,867 (Ом);

ZТР 0,4152 2,867 2 =2,897 (Ом).

Өзіндік

мұқтаждық

трансформаторлардың

кедергісі

ұқсас

түрде

таңдалады:

R ТР

0,6 103 (10,5 103 ) 2
(0,025 106 ) 2

105,84 (Ом);

X ТР

4,5 (10,5 103 ) 2
100 0,025 106

=198,45 (Ом);

ZТР 105,84 2 198,452 224.91 (Ом).

30Pк U ном
Sном
U к U ном

5.4 Қысқа тұйықталу тоқтарын есептеу

5.4.1 Кысқа тұйықталудың максималды тоқтарын анықтау

Үшфазалы қысқа тұйықталу тоғы келесі формуламен анықталады:

I (3)зк

E C
ZЭКВ

,

(5.9)

мұнда E ж - жүйе эқк, кВ;
ZЭКВ - К3 нүктесіне дейін жалпы толық кедергі, Ом.
Соққы тоғы келесі формуламен анықталады:

i уд 2 K уд I (кз3) ,

(5.10)

K уд 1 е

0 , 01
Т а

,

(5.11)

Т а

x
r

,

(5.12)

мұнда x - Қ3 нүктесіне дейінгі жалпы активті кедергі, Ом;
r - Қ3 нүктесіне дейінгі жалпы индуктивті кедергі, Ом;
K у д -соққы коэффициенті.

К3 нүктесіне мысал келтірейік.
Есепті оңайлату үшін 5.3 суретінде келтірілген эквивалентті алмастыру
сұлбасын келтірейік.
К3 нүктесіне дейін толық кедергіні анықтайық.
Екі 3510 кВ кернеуде паррарельді жұмыс жасап тұрған күштік
трансформаторлардың эквивалентті толық кедергісі:

Z экв 2

ZТР
2

(5.13)

Қ3 нүктесіндегі қысқа тұйықталу тоғын есептеуге арналған эквивалентті
кедергі:

Zэкв ZC ZТ1 ZТСН

31

(5.14)

К3 нүктесіне ҚТ тоқтарын есептеге арналған эквивалентті алмастыру
сұлбасы

5.3 сурет - Алмастыру сұлбасы

Осыған байланысты К3 нүктесіне қысқа тұйықталу тоғын есептеуге
арналған эквивалентті кедергі:

Z экв 0,85+2,8972+224,91=227,21 (Ом).

Үшфазалы қысқа тұйықталу тоғы:

Соққы тоғы:

I (3)зк

6,06
227,21

=0,027 (кА).

Т а

201,32
106,26 314

=0,006;

0 , 01
K уд 1 е 0, 006 =1,189;

i 2 1,189 0,027 =0,045 (кА).

Басқа есептеу нүктелеріне

I (3)зк

және

i уд

анықтамасы жоғарыда

көрсетілген әдіспен анықталады. Бүкіл мәліметті 5.1 кестесіне еңгіземіз.

5.1. кесте - ҚТ максималды тоқтарын есептеу

32

№
пп
ҚТ
нүктесі
Z экв
, Ом
(3)
I кз
, кА
Т а
K уд
i уд
, кА
1
К1
0,85
21,64
0,0027
1,025
31,37
2
К2
2,34
2,585
0,034
1,745
6,379
3
К3
227,21
0,027
0,006
1,189
0,045
4
К4
5,399
1,122
0,0048
1,125
1,785

5.4.2 Қысқа тұйықталу минималды токтарын есептеу

10-35 кВ желілері изоляцияланған нейтральмен жасалғандықтан, ҚТ
минималды тоғы 2 -фазалы ҚТ тоғы болады. 2 -фалазы ҚТ тоғын анықтау үшін,
басында 3-фазалы ҚТ тоғын анықтаймыз.
Үшфазалы қысқа тұйықталу тоғы (5.3.1) формуласымен анықталады.
Екіфаазалы қысқа тұйықталу тоғы келесі формуламен анықталады:

(2)
кз

3 I (3)кз
2

,

(5.15)

мұнда I (3)кз -минималды режимдегі үшфаазалы қысқа тұйықталу тоғы, кА.

К4 нүктесіне мысал келтірейік.
К4 нүктесіндегі ҚТ тоғын есептеуге эквивалентті алмастыру сұлбасы:

5.4.сурет - Алмастыру сұлбасы

К4 нүктесіндегі қысқа тұйықталу тоғын есептеуге арналған эквивалентті
кедергі:

Zэкв ZC ZТ ZW 4 ,

Z =0,85+2.897+3,055=6,802 (Ом).

Үшфазалы қысқа тұйықталу тоғы тең болады:

(5.16)

I (3)кз

6,06
6,802

=0,891 А.

Екіфазалы қысқа тұйықталу тоғы тең болады:

I (2)кз

3 0,891
2

=0,772 (А).

Басқа есептік нүктелерге I (2)кз анықтамасы жоғарыда көрсетілген әдіспен
есептелінеді. Бүкіл мәліметті 5.2 кестесіне еңгіземіз.

33

I

5.2 кесте - ҚТ минималды тоқтарын есептеу

34 №
пп
ҚТ нүктесі
Z экв , Ом
(3)
I кз , кА
(2)
I кз , кА
1
К1
0,85
21,64
18,74
2
К2
3,747
1,617
1,400
3
К3
228.66
0,027
0,023
4
К4
6,802
0,891
0,772

6 Жерге тұйықталу тогын есептеу

[3] п.1.2.16 бойынша " Кернеуі 2-35 кВ Электр желілерінің жұмысы
изоляцияланған нейтральмен, тағы доға өшіргіш реактор немесе резистор
арқылы жерленген нейтраль арқылы қамтылады. Изоляцияланған нейтралімен
жұмыс жасайтын желірдің жерге тұйықталу тоқтарын есептеу жерлеуші доға
өшіргіш реакторларды қолдана отырып осы тоқтарды компенсация жасау
керек еместігін анықтайды.
Жерге тұйықталу сыйымдылықты тоғын компенсациялау осы
тоқтардың қалыпты режимді келесі мәндерде қолданылуы тиіс:
- темірбетоннды және электр энергиясын ауамен тарататын желілерде
метталдан жасалған тіректері бар 3-20 кВ кернеулі желілерде және 35 кВ
кернеуі және 10 А-дан көп бүкіл желілерде.;
- темірбетоннды және металлды тіректері бар әуе таратушы
құрылғылары жоқ желілерде:
1) 30 А-дан көп кернеуі 3-6 кВ болатын;
2) 20 А-дан көп кернеуі 10 кВ болатын;
3)15 А-дан көп кернеуі 15-20 кВ болатын."
Доғаны сөндіргіш катушканың (ДК) эксплуатациялық мақсаты жерге
тұйқталу тоғын азайту және соған байланысты жерлеу доғасын тез сөндіру. 10
кВ желісіндегі бір фазалы жерге тұйықталу тоғын есептейміз.
Изоляцияланған нейтралі бар желілерде фазаның жерге түйықталу
нүктесінде қалыпты режимде ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.