110 35 10 кВ Өтеген Батыр қосалқы станциясының кеңейтуі

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 57 бет
Таңдаулыға:

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается расширение подстанции

Отеген Батыр 1103510
кВ в западном районе города
Алматы.

Актуальность его объясняется проблемой дефицита электроэнергии в связи с
быстрым увеличением нагрузок потребителей, появлением новых производств
требующих больших мощностей от энергосистемы. В экономической части
дипломного проекта произведена экономическая оценка инвестиций в

расширении подстанции. А
также
рассмотрены
вопросы
безопасной

жизнедеятельности.

Annotation

In this thesis project covers the extension of the substation "Otegen Batyr"
1103510 kV in the Western district of Almaty. The urgency is due to the problem
of power shortage due to the rapid increase of consumer loads, the emergence of
new industries requiring high power from the electricity grid. In the economic part
of the graduation project produced an economic evaluation of investment in the
expansion of the substation. And also questions safety.

Аңдатпа

Берілген дипломдық жобада 1103510 кВ Өтеген Батыр қосалқы
станциясының кеңейтуі қарастырылған. Мұның қажеттілігі тұтынушылар
жүктемесінің қарқынды өсүімен, энергожүйеден үлкен қуаттарды талап ететін
жаңа өндірістердің пайда болуымен негізделеді. Дипломдық жобаның
экономикалық бөлімінде, қосалқы станцияның құрылысының экономикалық
бағасы жасалынған, өзін - өзі ақтау мерзімдерін бағалау іске асырылды.
Сонымен қатар, тіршілік қауіпсіздігі мәселелері де қарастырылған.

Мазмұны
Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
8
1
Ауданның электрмен жабдықтау жүйесі және қысқаша
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9
2
10, 35 және 110 кВ желілеріндегі электр жүктемелерін есептеу ... ... ... ...
10

2.1 Жүктемелерді есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
11

2.2 1103510 кВ ҚС-да трансформатор санын, қуатын таңдау ... ... ... ... ..
18

2.2.1 1103510 ҚС электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау ... ... ... ... ... ...
19

2.3 110 кВ қоректендіруші желісінің қимасын анықтау ... ... ... ... ... ... ... .
20

2.4 1103510 кВ күштік трансформаторындағы және 110 кВ
қоректендіруші желіде кернеу шығынын есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
21

2.4.1 Трансформатордағы кернеу шығыны ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... .
22

2.5 Кернеу ауытқу кестесін құру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
23
3
10 кВ Электр желісін есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
24

3.1 10кВ желісінің сым қимасын есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
24

3.2 Рұқсат етілген кернеу шығыны бойынша таңдалған сым қимасын
тексеру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
27
4
Қ.Т. тогын есептеу және электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау ... ... ... .
34

4.1 ТП-1103510 кВ трансформаторлы қосалқы станциясының
сұлбасын таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
34

4.2 ҚС электр қосылыстары сұлбасын таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ...
34

4.3 Бір фазалы жерге тұйықталу ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
38
5
Электр аппараттарын таңдау және оларды Қ.Т. тогы әсеріне тексеру ... ..
39

5.1 Коммутациялық аппараттарды таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ..
39

5.2 Шина таңдау және тексеру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
40

5.2.1 10 кВ жағында шина таңдау және тексеру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
40

5.2.2 35 кВ құрамдаушы шинаны таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... .
42

5.3 110 кВ жағындағы күштік трансформатор тізбегіндегі (ТТ) ток
трансформаторын таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
43

5.4 10 кВ жағында кернеу трансформаторын таңдау ... ... ... ... ... ... ... . ... .
45
6
Релелік қорғаныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
46

6.1 100,4 кВ трансформатордың 10 кВ жағынан қорғау ... ... ... ... ... ... ...
47

6.2 10 кВ - ӘЖ қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
47

6.3 Кернеуі 1103510 кВ трансформаторын қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ...
52

6.4 Газдық қорғаныс ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
54
7
Өмір тіршілік қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
55

7.1 Қосалқы станцияны найзағайдың тікелей соққысынан қорғау ... ... ...
55

7.2 Атмосфералық асқын кернеуден қорғау ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
56

7.2.1 Елді мекендегі 10 кВ ӘЖ тіреу жерлендірушінің кедергісі ... ... ... ..
57

7.3 Төмендеткіш қосалқы станцияны найзағайдан қорғау ... ... ... ... ... ... .
58
8
Жобаның технико - экономикалық көрсеткіштері ... ... ... ... ... .. ... ... ... ...
62

8.1 Электр энергиясын берудің толық өзіндік құны ... ... ... ... ... ... ... ... ...
62

8.2 Жалақы мөлшері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
63

8.3 Техникалық қызмет көрсету бойынша шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... .
64

8.4 Жалпы желілік шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
64

8.5 Элетр энергия шығынының құны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
64

Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
69

Әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
70

Кіріспе

Қазақстан энергетикасының даму стратегиясының басым бағыттары -
жаңа технологиялар базасындағы электр желілерін реконструкциялау және
техникалық қайта қаруландыру, қазіргі электрқондырғыларды, басқару
жүйелерін, тексерістің және есептің, шетелдік үздік үлгілерге лайықты ету;
сенімі аз, ескірген және экономикалық емес электрқондырғыларды ауыстыру;
желілік диаграммаларды жетілдіру; электр қондырғыларының сенімділігін
арттыру, подстанцияда автоматтандырылған басқару жүйелерін орнату; іске
асыру құралдары мен іс-шаралар, беру және тарату үшін технологиялық

қуатты
тұтынуды қысқартуға бағытталған; қызметкерлердің
еңбек

қауіпсіздігін арттыру.
Ауылдық электр желілерінің ұзындығы электр саласындағы
қиындықтарды тудырады. Оның ұтымды шешімі ауыл шаруашылығында
және күнделіктегі өмірдегі электрэнергиясын тиімді қолдану. Электрмен
жабдықтаудың сапасы мен сенімділігін сақтай отырып электрэнергиясының
бағасын төмендетуге ұмтылу тиіс.
Ауылдық электрмен жабдықтауда электрмен қамтамасыз етудің
сенімділігі маңызды көрсеткіштерінің бірі болып табылады. Себебі, кез -
келген сөндіру, жоспарланған (тексеру мен жөндеу үшін), авариялық - ірі
ауылшарушылыққа (мал фермаларына, құс фабрикаларына, жылыжай
кешендеріне, және т.б.) айтарлықтай зиянын тигізеді және басқа электр
тұтынушыларға, сондай - ақ энергия жүйесінің өзіне де. Сондықтан ауыл
шаруашылығы тұтынушыларын электрмен жабдықтау сенімділігін қажетті
деңгейін қамтамасыз ету үшін тиімді шаралар қабылдау қажет.
Электр желілерін пайдалану тиімділігін елеулі өсуі арқылы қол
жеткізуге болады:
- өндірістік қызметті, әсіресе ең көп еңбекті қажет ететін, электр
желілері мен қосалқы станцияларды механикаландыру;
- әуе электрберіліс желілерін жөндеу (сөндірусіз);
- төтенше резерв және әуелік электр желілерінің электр элементтерін
оңтайландыру;
- электр жеткізу желілері мен қосалқы станциялардың өрт қауіпсіздігін
арттыру.

1

Ауданның

электрмен

жабдықтау

жүйесі

және

қысқаша

сипаттамасы

РЭС Өтеген батыр 2011 жылы құрылған және АҚ АЖК
құрылымдық бөлімшесі болып табылады. Қызмет көрсету аймағы 5,5 мың
км2.
РЭС Өтеген батыр 1103510 кВ қосалқы станциясы Алматы
облысының батыс бөлігінде орналасқан. Аудандағы климат жеткілікті
қоңыржай болып келеді: жаз мезгіліндегі ауаның орташа температурасы
шамамен +18...+250С, ал қыс мезгілінде -20...-230С. Жылына найзағайлы күн
саны шамамен 12-15 күн. Топырақтың негізгі түрі - тасты саздақтар. Қосалқы
станцияның электмен жабдықталуы Алматы және Қапшағай 1103510 кВ
транформаторлы қосалқы станциясынан қамтамасыз етіледі. Қосалқы
станцияда қуаты 10000 кВА ТМН типті бір трансформатор орнатылған. Бұл
қосалқы станциядан кернеуі 10 кВ 4 әуе желісі (Ф-1, Ф-2, Ф-3, Ф-4) шығады.
Ол әуе желілері Энергетический, Ынтымақ, Ащыбулақ, Жаңа Қуат
елді мекендерін электр энергиясымен қамтамасыз етеді.

1.1 - Сурет. Жабық электр желісінің сұбасы

10 кВ әуе желісінің жалпы ұзындығы шамамен l = 107 км. Орнатылған

қуатының соммасы 1872 кВА (1.1
сурет) болатын 100,4 кВ
34

трансформаторлы қосалқы станциялары 10 кВ тарату желісінен қоректенеді.
1103510 кВ Өтеген Батыр қосалқы станциясы, ЖЭО-1 - ден
қоректеніп отырған 22011010 кВ Алматы трансформаторлы қосалқы
станциясынан қоректенеді. Кернеуі 110 кВ қоректендіру желісі біртізбекті
болып келеді.
Жақындағы 22011010 кВ трансформаторлы қосалқы станциясынан
қоректендіретін желінің ұзындығы шамамен 33 км, ал 1103510 кВ
Қапшағай қосалқы станциясынан 45 км. Желі АС-120 маркалы сыммен
темірбетор бағаналармен тартылған.

1103510 кВ Өтеген Батыр қосалқы станциясынан қоректеніп
отырған елді мекендер мен ауыл шаруашылықтарының электрмен жабдықтау
сұлбасының кешілігі:
- қолданыстағы қосалқы станцияда бір ғана трансформатор болу
салдарынан сенімді электрмен жабдықтауды қамтамасыз етпейді;
- кернеуі 10 кВ таратушы желі өткізу қабілеті төмен болғандықтан -
коммуналдық және өнеркәсіптік клиенттер ушін электр энергиясын тұтыну
желісін арттыру және нормативтік электр ауытқуын қамтамасыз етпейді;
- 10 кВ ӘЖ жекелеген бағыттар бойынша ешқандай резервтің
жоқтығы, АВР, СПН, сонымен қатар релелік қорғаныс және автоматиканың
болмауы.

Жоғарыда аталған кемшіліктерді байланысты сенімділігін арттыру және
тұтынушылар арасында кернеу деңгейі және сапа деңгейін қамтамасыз етуге
бағытталған:
- қосымша екінші 1103510 кВ күштік трансформаторын орнату;
- кернеуі 10 кВ тарату желісіне электрмен жабдықтаудың сенімділігін
арттыратын құралдарды орнату.

2 10, 35 және 110 кВ желілеріндегі электр жүктемелерін есептеу

2.1. 10 кВ желілеріндегі электр жүктемесін есептеу
Ауылды аймақтарда техникалық прцесспен біріктірілген және белгілі
бір аймақта орналасқан, электр желілерінен электр энергиясын қоректенетін
тұтынушылардың алуан түрі бар.

Электр желілерін, қосалқы станцияларды жобалау үшін
жеке

тұтынушылардың немесе тұтынушылар топтары жүгін білу қажет.
Электр жүктеменің мәне үздіксіз өзгереп тұрады, кейбір тұтынушылар
қосылады, ал кейбірі ажыратылады.
Есептік жүктемелерді тұтынушылардың
Есептік кезеңнің соңына 100,4 кВ қосалқы станциясының есептік
жүктемесі келесі өрнекпен сипатталады [1]:

Sр = S изм · к р,

(1.1)

мұндағы Sр - жүктеменің өсу коэффициентін назарға алып отырғандағы
ТП 100,4 кВ 0,4 кВ шинасындағы есептік қуат,кВА;
Sс - 0,4 кВ шинасындағы электр жүктемесі, кВА;
кр - жүктеме түріне байланысты жүктеме өсу коэффициенті.

Қолданыстағы трансформаторлы қосалқы станцияларға жүктеменің
турінен тәуелді есептік кезеңнің соңындағы жүктеменің өсу коэффициентінің
мәнін келесілерге тең деп қабылданады [1]:
коммуналды-тұрмыстық - 1,3;

өндірістік - 1,4;
аралас - 1,4.

2.1 Жүктемелерді есептеу

Электр жүктемелерін

есептеу үшін бастапқы деректер қуат

тұтынушылардың санына байланысты, өсу коэффициенті жүктемелер және
арнайы кестелерде қабылданған бір мезгілде коэффициенттерін ескере
отырып тұтынушылардың қосылу есептік жүктемелердің мәндері болып
табылады

Si = S б +ΔЅм,
(1.2)

мұндағы Si - і-ші учаскедегі есептік жүктеме, кВА;
Sб - і-ші учаскедегі үлкен есептік жүктеме, кВА;
ΔЅм - і-ші учаскедегі кіші жүктеме, кВА.

1103510 кВ қосалқы стациясының шинасынан шыққан, Өтеген
Батыр елді мекендері мен ауыл шаруашылықтарын электрмен жабдықтап
отырған 10 кВ Ф1 әуе желісінің электр жүктемесін есептеу.

Электрмен жабдықтау есептелген қолданыстағы схемасы.

2.1 сурет - Ф-1 электрмен жабдықтаудық есептік сұлбасы

Есептік ең жоғары күндізгі жүктеме.

S 12-ТП12 = S ТП12 .кр= 60 . 1,4=84кВА;

S 10-12 = S 12-ТП12 +∆(S 12-ТП 11.кр) =84 +(55.1,3) =84+53,5=137,5 кВА;

S 10-11 = S 11. кр = 135 . 1,4=189 кВА;

S 9-10 = S 10- 11+ ∆S 10 -12 +∆(S 10 .кр) = 189 + (137)+(90.1,4)=189+102,6
+93,7 =385,3 кВА;

S 8- 9= S 9 - 10+ ∆(S 9.кр) =385,7 +(125.1,4)= 387,5+135= 422,5кВА;

S 5-8 = S 8-9 + ∆(S ТП7.кр) = 422,5 +(65. 1,3)= 422,5+62,5=485 кВА;

S 6-7 = S 7 .кр = 145. 1,4=203 кВА;

S 5-6= S 6.кр + ∆S 6-7 = 205 . 1,4 +(203)=287 +156,8=443.8 кВА;

S 2-5= S 5-8+ ∆S 5-6 = 485+(443,8)= 485 +350,8 = 835,8 кВА;

S 3-4 = S 4.кр = 90. 1,4=126 кВА;

S 2-3 = S 3-ТП2 +∆S 3-4 = 126 +85.1,4 =126+87,6 =213,6кВА;

S 1-2 = S 2-5 + ∆ S 2-3 +∆(S 2.кр)= 835,8+(213,6) +(215. 1,4)= 835,8 +164,5
+235,6 =1235,9 кВА;

S 0-1= S 1-2 + ∆(S 1.кр) = 1235,9 +(95. 1,4)= 1235,9 +99,8=1335,7 кВА.

Есептік ең жоғары түнгі жүктеме.

SВ12 - ТП12 = SВТП12.кр =40. 1,4=56 кВА;

SВ10-12 = SВ12.кр + ∆SВ12-ТП12 = 95. 1,3 + (56)= 123,5 +41=164,5 кВА;

SВ10-11 = SВ11.кр = 105. 1,4 = 147 кВА;

SВ9-10 =SВ10-12 +∆SВ10-11+ ∆(SВ10.кр) = 164,5+(147)+(90. 1,4) = 164,5 +111,2
+94,6 =369,8 кВА;

SВ8-9 = SВ9-10 +∆(SВ8.кр) = 369,8 +(95. 1,3 )=369,8 +92,5 = 462,3кВА;

SВ5-8 = SВ8-9 + ∆(SВ7.кр) = 462,3+ (145. 1,4)= 462,3 +156,8=619,1 кВА;

SВ6-7 = SВ 7 .кр = 95. 1,4 =133 кВА;

SВ5-6 = SВ 6.кр +∆SВ 6= 205. 1,4 +(133)=287 +99,8=386,8 кВА;

SВ2-5 = SВ5-8 + ∆SВ5-6 = 619,1+303,7 = 922,8кВА;

SВ3-4= SВ4.кр = 45. 1,4=63 кВА;

SВ2-3 = SВ3.кр + ∆SВ3-4 = 50 . 1,4 +(63)=70 +46,2 = 116,2 кВА;

SВ1-2 = SВ2-5 + ∆SВ2-3 + ∆(SВ2.кр) = 922,8+ (116,2)+(140. 1,4) = 922,8 +
85,7 + 151,6 =1160.1кВА;

SВ 0-1 = SВ1-2 + ∆(SВ1.кр) = 1160,1+ (55. 1,3)= 1160,1 + 53,5 =1213,6 кВА.

1103510 кВ қосалқы стациясының шинасынан шыққан, Ащыбулақ
елді мекендері мен ауыл шаруашылықтарын электрмен жабдықтап отырған 10
кВ Ф2 әуе желісінің электр жүктемесін есептеу.

Электрмен жабдықтау есептелген қолданыстағы схемасы.

2.2 сурет - Ф-2 электрмен жабдықтаудық есептік сұлбасы

Есептік ең жоғары күндізгі жүктеме.

S 11-12 = S 12.кр =120 . 1,3=156кВА;

S 10-11 = S 11-12 + ∆(S 11.кр) = 156+(96. 1,4)= 156 + 100,5 =256,5 кВА;

S 7-10 = S 10.кр + ∆S 10-11 = 200 . 1,4 + (256,5)= 280 +198,3=478,3 кВА;

S 9-ТП11 = S ТП11.кр = 238 . 1,4= 333,2кВА;

S 8-9 = S 9-ТП11 + ∆(S 9.кр) = 333,2+ (58.1,3)= 333,2 +56,5= 389,7кВА;

S 7-8 = S 8-9 + ∆(S 8.кр ) = 389,7+ (78.1,4) = 436,5 кВА;

S 6-7 = S 7-8 + ∆S 7-10 = 336,5+ 90 = 426,5 кВА;

S 6-ТП3 = S ТП3 = 146 кВА;

S 5-6= S 6-7 + ∆S 6-ТП3 = 426,5 + 109,7 = 536,2 кВА;

S 5-ТП2 = S ТП2 = 98 кВА;

S 1-5 = S 5-6 + ∆S 5-ТП2 = 536,2+ 80,5 = 616,7 кВА;

S 3-ТП8 = S ТП8.кр = 108. 1,3=140,4 кВА;

S 2-3 = S 3.кр + ∆S 3-ТП8 = 150 . 1,4 +(140,4)= 210+106 =316 кВА;

S 4-ТП5 = S ТП5 = 140. 1,4=196 кВА;

S 2-4 = S 4-ТП5 + ∆(S 4.кр) = 196+(25. 1,3)= 196 + 22,8 = 218,8 кВА;

S 1-2 = S 2-3 + ∆S 2-4 + ∆(S 2.кр )= 316 + (218,8)+(20. 1,3) =316 +167,6
+17,2 = 500,8 кВА;

S 0-1 = S 1-5 + ∆S 1-2 + ∆(S 1.кр) =616,7+(500,8)+(155.1,4) =616,7 +400,6
+166,3 =1184,6кВА.

Есептік ең жоғары түнгі жүктеме.

SВ11-12 = SВ12.кр = 240. 1,3=312 кВА;

SВ10-11 = SВ11-12 + ∆(SВ11.кр) = 312 + (60. 1,4) =312+ 62,5 = 374,5 кВА;

SВ10-ТП12 = SВТП12 = 20 кВА;

SВ7-10 = SВ10-11 + ∆SВ10-ТП12 = 75,5+ 13 = 88,5 кВА;

SВ9-ТП11 = SВТП11.кр = 160 . 1,4= 224 кВА;

SВ8-9 = SВ9-11 + ∆(SВ9.кр) = 224 + (42. 1,3) = 224 + 40,1 = 264,1 кВА;

SВ7-8 = SВ8-9 + ( SВ 8.кр) = 264,1 +(46. 1,4) =264,1+ 47,2 = 311,3 кВА;

SВ6-7 = SВ7-8 + ∆ SВ7-10 = 311,3 + (88,5)= 378,8 кВА;

SВ 5-6 =SВ6-7 + (SВ6.кр) = 378,8+(98.1,4 ) = 378,8 + 103,2 = 482 кВА;

SВ1-5 = SВ5-6 + ∆(SВ 5.кр) = 482 + (68.1,4) = 482 + 70,6 =552,6 кВА;

SВ3-ТП8 = SВТП8.кр = 138.1,3 = 179,4 кВА;

SВ2-3 = SВ3-ТП8 + ∆(SВ3.кр) = 179,4 + (125. 1,4) = 179,4 +135 = 314,4 кВА;

SВ4-ТП5 = SВТП5.кр = ( 96 . 1,4) = 134,4 кВА;

SВ2-4 = SВ4-ТП5 + ∆(SВ4.кр) = 134,4+ (56.1,3) = 134,4 +54,1 = 188,5 кВА;

SВ 1-2 =SВ2-3 + ΔSВ2-4 +Δ(SВ2.кр) = 314,4+ (188,5)+(38 .1,3) =314,4 +145,5+
36,5 =496,4кВА;

SВ0-1 = SВ1-5 +Δ SВ1-2 +Δ(SВ1.кр) = 552,6+(496,4)+(155.1,4) =552,6 +394,7
+ 166,3 = 1113,6 кВА.

1103510 кВ қосалқы стациясының шинасынан шыққан, Ынтымақ
елді мекендері мен ауыл шаруашылықтарын электрмен жабдықтап отырған 10
кВ Ф-3 әуе желісінің электр жүктемесін есептеу.

Электрмен жабдықтау есептелген қолданыстағы схемасы.

2.3 сурет - Ф-3 электрмен жабдықтаудық есептік сұлбасы

Есептік ең жоғары күндізгі жүктеме.

SД12-ТП13 = SТП13.кр =87. 1,4= 121,8 кВА;

SД11-12 = SД12.кр + SД12-ТП13= 125.1,4 + (121,8)=175 +91,2 = 266,2 кВА;

SД13-ТП15 = SД1ТП15.кр = 92.1,4 = 128,8 кВА;

SД11-13 =SД11.кр + SД11-ТП15 =96.1,4+(128,8)=134,4 +95,6=230 кВА;

SД10-ТП11 = SДТП11-12 + SД11-12 =266,2 + 178 =444,2 кВА;

SД9-10 = SД10-11 + (SД10.кр) = 444,2 + (90.1,4) =444,2 + 94,6 =538,8 кВА;

SД8-9 = SД9-10 + (SД9.кр) =538,8+(88.1,4)= 538,8 +91,8 = 630,6 кВА;

SД7-8 = SД8-9 + (SД8.кр) = 630,6 +(36.1,3) =630,6 + 34= 664,6 кВА;

SД6-7 =SД7-8 + (SД7.кр) = 664,6+(96.1,4)=664,6 + 102=766,6 кВА;

SД5-6 = SД6-7 + (SД6.кр) =810,1+(135.1,4)=766,6 + 145,5= 912,1кВА;

SД4-5 = SД5-6 + (SД 5.кр) = 912,1+(58.1,4)==912,1 +59,5=971,6 кВА;

SД3-4 = SД4-5 +Δ(SД4-ТП4.кр) + Δ(SД4-ТП5.кр) = 971,6+ (98.1,4) +(55.1,4) =971,6
+ 103,2 + 57,1 = 1131,9кВА;

SД2-3 =SД3-4 + Δ(SД3.кр) = 1131,9+(144.1,4)= 1131,9 + 156,2 = 1288,1 кВА;

SД1-2= SД2-3+∆(SД2.кр) = 1288,1+ (138.1,4)= 1288,1 + 148,3 =1436,4 кВА;

SД 0-1 = S1-2+ ∆(SД 1.кр) =1436,4+(140.1,4)= 1436,4 + 151,6 = 1588 кВА.

Есептік ең жоғары түнгі жүктеме.

SВ12-ТП13 = SД ТП13.кр =55.1,4 =77 кВА;

SВ11-12 = SВ 12.кр + SВ12-ТП13 = 95.1,4 +(77)= 133 +57,1 = 190,1 кВА;

SВ13-ТП15 = SВ ТП 15 .кр = 66.1,4 = 92,4 кВА;

SВ11-13 = SВ 13-ТП15 +Δ (SВ 13 .кр )= 92,4+(64.1,4)= 92,4+67=159,4 кВА;

SВ10-11 =SВ11-12+ SВ-11-13=190,1 +(159,4) =190,1+121,5=311,6 кВА;

SВ9-10 = SВ10-11 + (SВ10 .кр) =311,6 +(48.1,4) =311,6+49,4=361 кВА;

SВ8-9 = SВ9-10 + (SВ9 .кр) =361 +(58.1,4) =361+60,1=421,1 кВА;

SВ7-8 =SВ8-9 + (SВ8 кр ) =421,1 +(36.1,3) =421,1+ 34=455,1кВА;

SВ6-7 = S В7-8 + (SВ7 кр ) = 455,1+(55.1,4) =455,1+57,1=512,2 кВА;

SВ5-6 =SВ6-7 + (SВ6 кр ) =512,2+(135.1,4) =512,2+145,5=657,7 кВА;

SВ4-5 = SВ5-6 + (SВ5 кр ) =657,7+(40.1,4) = 657,7+41==698,7 кВА;

SВ4-ТП5 = SВТП5 кр = 55.1,4=77 кВА;

SВ3-4 = SВ4-5 + (SВ4кр ) + ∆(SВ4-ТП5) = 698,7 +(60.1,4) + (77)= 698,7+62,5
+57,1 =881,3 кВА;

SВ2-3 = SВ3-4 + (SВ3кр ) = 881,3+ (108 .1,3) = 881,3+106=987,3 кВА;

SВ1-2 =SВ2-3 + (SВ2кр ) = 987,3 +(126 .1,4) =987,3+136,1=1123,4 кВА;

SВ0-1 = SВ1-2 + (SВ2кр ) =1123,4 + (75 .1,4) = 1123,4+78=1201,4 кВА.

1103510

кВ трансформаторлы қосалқы станциясының есептік

жүктемені анықтау
10 кВ әуе желісінін жеке фидерларының максималды күндізгі және
түнгі есептелген жүктемелері 2.1 кестесінде көрсетілген

2.1 кесте - Күндізгі және түнгі максимум жүктемелер

сosφ орташа мәні [1,6] алынды. Желінің жүктемесін соммалау күдізгі
және түнгі максимумдарға қосымша қуаттарды есепке ала отырып жеке
жүргізіледі.
10 кВ желісінің есептік жүктемесін есептеу кезеңнің соңына қарай өсі
динамикасының коэффициентін ескере отырып қабылдайды, ол [1,2] сәйкес kp
=1,3 тең.

∑Sд = Sд Ф-3-4+ ∆Sд Ф-2-4 +∆Sд Ф-1-4

∑SВ = SВФ-3-4 + ∆SВФ-2-4+ ∆SВФ-1-4

∑Sд = 1588 +989,5+1120,4+960 =4657,9кВА;
(2.1)

(2.2) Фидер атауы
Максимум есептік
жүктеме, кВА
Орташа мәні
cosφ
Фидер атауы
күндізгі
түнгі
күндізгі
түнгі
Фидер - 1
1335,7
1160,1
0,78
0,82
Фидер - 2
1184
1113,6
0,78
0,83
Фидер - 3
1588
1201,4
0,77
0,85
Фидер - 4
1060
1260
0,8
0,87
1103510 кВ ҚС-ның 10 кВ
шинасындағы есептік қуат
5197,7
5735,1

∑SВ = 1260+ 926,4+ 970+ 1086= 4242,4 кВА.

1103510 кВ ҚС-ның 10 кВ шинасындағы максималды есептік қуатты
күндізгі максимум деп қабылдаймыз (Sрас.мак =4242,4кВА).

2.2

1103510 кВ ҚС-да трансформатор санын, қуатын таңдау.

Бір трансформаторлы қосалқы станция үшін трансформаторының
номиналды қуатын келесі шарт бойынша таңдалады

Sнт SрасчВЛ-10 + SрасчВЛ-35

(2.3)

яғни,

Sнт 4242,4 + 8976 =13218,4 кВА

Дегенмен әр түрлі санаттағы тұтынушыларды электр эенергиясымен
қамтамасыз ететін ҚС-да трансформатор санын таңдауда келесілерді ескеру
қажет:
1) тұтынушылар категориясын және категориясына қарай (яғни, бірінші
және екінші категориялы тұтынушылар) олардың резервтік қорекпен
қамтамасыз ету. Жеке тұтынушылардың негізгі ерекшеліктері ескерілуі керек;
2) бірінші категориясы тұтынушылар үшін ТП-да екі трансформатор
қойылады. Трансформаторлардың біреуі төтенше сөнген жағдайда негізгі
тұтынушыларды екінші трансформатор қоректендіру қажет, оның жүктелуі

40%
аспау керек. Екінші категориялы тұтынушыларға да ҚС екі

трансформатор қойылады;
3) олар автоматты турде немесе ҚС-ның кезекші қызметкері қосатын
резевті қорек көзімен қамтамасыз етілуі тиіс.

1103510 кВ ҚС-нан шыққан 35 кВ және 10 кВ желілерінде, яғни Ф-1,
Ф-2 және Ф-3, екінші және үшінші категориялы тұтынушылар болғандықтан,
екінші категориялы тұтынушыларды электрмен жабдықтау сенімділігі

бойынша
қойылатын талаптарды ескере отырып, шарттар негізінде екі

трансформатор қабылдайды:

Sнт Sрасч 1,4 кВА

(2.4)

Бұл шарт технологиялық жобалау нормаларына сәйкес жүзеге
асырылады: бір трансформатордың төтенше сөнген жағдайда, екінші
трансформатор барлық тұтынушыларды 40% қосымша жүктелумен электр
энергиясымен қамтамасыз ету қажет.

Sнт 13218,41,4 = 9442 кВА

Қуаты 10000 кВА трансформатордың паспорттық мәндері:

- трансформатор типі ТМ 10000110
- номминал қуаты, Sнт - 10000 кВА
- номинал кернеуі, жоғарғы кернеу жағы Uвн - 115 кВ
орта кернеу жағы Uсн - 38,5 кВ
төмен кернеу жағы Uнн - 11 кВ
- қысқа тұйықталу тогы
ВН- СН Uкз =10,5%
ВН- НН Uкз = 17,5%
СН- НН Uкз = 6,5%
- бос жүрістегі қуат шығыны, Рхх = 17 кВт
- қысқа тұйықталудағы қуат шығыны, Ркз = 76 кВт
- бос жүріс тогы, Iхх = 1,0 %
- орамаларының жалғану сұлбасы, Y
- жоғары кернеу жағында 115 кВ РПН 9 х 1,5 = 13,5

Қуаты 10000 кВА трансформатордың авариялық режимінде жүктелуін
есептейміз

Кп = [(Sр - Sн) Sн] * 100
(2.5)

Кп = [(13218,4- 10000) 10000] * 100 = 32,2%,

бұл жүктеме рұқсат етілген мәннен (40%) төмен көрсеткіш. Сондықтан,
қуаты 10000 кВА екі трансформатор орнатуды қабылдайды.

2.2.1 1103510 ҚС электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау

Ауылдық электр желілесінде 1103510 кВ ҚС-ның ажыратқышы және
қысқа тұйықтағышы бар кең тараған қарапайым типтік көпірлік сұлбасын
қабылдайды.
10 кВ жағындағы секциялық ажыратқыш АВР үнемі дайын күйінде
қамтып тұрады.
Шинадан шыққан 10 кВ ӘЖ фидерлары ажыратқыштар мен бөлгіштер
арқылы қосылған. 10 кВ әуе желілері екі ретті әрекеттеуші автоматты қайта
қосумен (АПВ) жабдықталған. 10 кВ шинасының 2 секциясына приборларды
қоректендіруші НТМИ-10 типті кернеу трансформаторы, реле және 10 кВ
желісінің оқшауламасын бақылағыш, және де 10 кВ жағында күштік
трансформаторды асқын кернеуден шектеуіш комплектісі орнатылуы
қарастырылған, ал 35 кВ жағында орама алдында РВС типті разрядник
орнатылған.
1103510 кВ Өтеген Батыр ҚС-ң қоректенуі 100,38 кВ кернеудегі
өзіндік мұқтаждықтар трансформаторларымен іске асады, олар 10 кВ
шығысындағы Т-1 және Т-2 күштік трансформаторларға жалғанған. өзіндік
мұқтаждықтар трансформаторлар арасына АВР қондырғысы орнатылған.

1103510 кВ Өтеген Батыр ҚС электрмен жабдықтау сұлбасы келесі
негізгі талаптарды қанағаттандыруы тиіс:
- қосалқы станция шинасы арқылы қуат транзитін және тұтынушыларды
электрмен жабдықтаудың қажетті сенімділігін қамтамасыз ету қажет;
- көрші байланыстарын ажыратусыз, жүйенің жекелеген элементтерін
жөндеу және техникалық қызмет көрсету жұмыстарын жүргізу мүмкіндігі;
- болашақта дамуын ескеру;
- ірі қайта құру және тұтынушылардың үзіліссіз қоректенуін біртіндеп
дамуын қамтамасыз ету.

Ауылдық

35 кВ электмен жабдықтаудың кең тараған, қысқа

тұйықтағышы бар вакуумды ажыратқыртар қосылған сұлбалар болып
табылады.

2.3 110 кВ қоректендіруші желісінің қимасын анықтау

110 кВ

қоректендіруші желісінің

қимасын

анықтау

токтың

экономикалық тығызды арқылы анықталады:

Fэк = Iрасч Jэк,

(2.6)

Мұндағы Iрасч - 35 кВ ӘЖ тізбегінен келетін есептік ток, А;
Jэк - ең жоғарғы жүктемені барынша пайдалануна (3500 сағ. дейін)
тәуелді экономикалық ток тығыздығы, Амм2. Т = 3500 сағ болғанда
j = 1,1 Амм2.

2.4 сурет - Өтеген Батыр ҚС электрмен жабдықтау сұлбасы

110 кВ - ӘЖ тізбегінен өтетін есептік тогын 1103510 кВ ҚС-ң 110 кВ
шинасынан тұтынылатын қуатты ескере отырып 110 кВ шинасындағы толық
есептік қуаттан анықтаймыз.

Iрасч = (∑Sрасч + Sпр) 3 * Uн; А,

(2.7)

мұндағы ∑Sрасч - 10 және 35 кВ шинасындағы есептік қуат, кВА;
Sпр - өтпелі қуат, кВА (Sпр = 14836 кВА);
Uн - қоректендіруші желінің номинал қуаты, кВ.

Iрасч = (14836 +12673,9) 3 * 110 = 144А

онда 110 кВ қоректендіруші желінің қимасы

Fэк = 144 1,4 = 103 мм2

35 кВ ӘЖ магистральді желіде сым қимасын жобалау тәжірибесіне
негізделіп АС маркалы қимасы 120 мм2 кем емес сымды таңдаймыз, оған ең

жақын сым қимасының стандартты
мәні АС-120, онық каталогты

2

2.4 1103510 кВ күштік трансформаторындағы және 110 кВ
қоректендіруші желіде кернеу шығынын есептеу

Жүктеменің өзгеру салдарынан трансформаторлар мен желідегі кернеу
шығыны да өзгереді. Жүктеменің өзгеру салдарынан пайда болған кернеу
ауытқуы, электр қабылдағыштардың жұмысына кері әсерін тигізетін.
Сондықтан, электр желілерін жобалауда кернеу ауытқуы рұқсат етілген
шектен шықпауын ескеру керек.

Ағымдағы стандартқа сәйкес,
ауылдық желілердің ток

қабылдағыштарында кернеу ауытқуы 5% аспауы тиіс.
Электр желісін жобалауда ең жоғарғы кернеу шығыны берілген
мәннен аспауы тиіс, бірақ сол кезекте неғұрлым сол мәнге жақын болу керек,
әйтпесе қосымша шығындарды талап етеді.
Желідегі кернеу шығыны кернеу ауытқуымен тікелей байланысты,
оны келесі өрнекпен анықталады:

ΔU = [(Р r0 + Q x0) Uн] * L , В,

мұндағы Р - 110 кВ желісісен берілетін активті құраушы қуат, кВт;
Q - 110 кВ желісіндегі реактивті құраушы қуат, квар;
r0,x0 - АС-120 сымның активті және индуктивті кедергісі,
Омкм.

P =( ∑Sрасч+ Sпр )* cos уср , кВт,

(2.8)

(2.9)сипаттамалары F=120 мм , r0=0,178 Омкм, x0=0,36 Омкм.

мұндағы ∑Sрасч - 10 және 35 кВ шиналарындағы есептік қут, кВА;
cos уср - қуат коэффициентінің орташаланған мәні
(cos уср=0,81).

P = (12673,9 +14836) ∙ 0,81 = 22283 кВт;
Q = (∑ Sрасч10+ Sпр )∙ sin уср = (13218.4+14836) ∙ 0,59 = 16231квар;

Онда 120 кВ ӘЖ крнеу шығынының соммасы:

ΔU = (22283∙0,178 + 16231*0,36) *∙48110 =4280,5 В

Номиналды кернеудің пайыздық көрсеткіші

ΔU% = ΔU∙100 UН

(2.10)

ΔU% =4280,5∙100110000 = 3,89

2.4.1 Трансформатордағы кернеу шығыны

Ауылдық орнатуларда қолданатын күштік трансформаторлар үшін қуат

коэффициенті мен типтік жүктемелерде кернеу шығынын
орташа

100
Дәл есептеу үшін мынадай формула бойынша жүзеге асырылады:

ΔUТВ.н.% =βв(Ua% cos + Upв% sin ) + βн(Ua% cos + Upн% sin ), (2.11)

мұндағы βв = Smax 2Sн.т - ораманың жоғары кернеулі жүктеме
коэффициенті;

βн= Smax 2Sн.т -
коэффициенті;
ораманың
төмен
кернеулі жүктеме

Smax - 10 кВ шинасындағы максималды есептік қуат, кВА;
Sн - трансформатордық номинал қуаты;
Ua % - трансформатордың проценттік активті құраушы қысқа
тұйықталу кернеуі.

Upв%, Upн% - орамалардың жоғары және төменгі кернеудің
проценттік реактивті құраушы қысқа тұйықталу кернеуі:

βн = 3697,3 2*10000 = 0,18;
βВ = 8976 2*10000 = 0,45.

активті құраушы қысқа тұйықталу кернеуін анықтау

Uaв% = Uaн% = (ΔРкз* 100 3Sнт ) = (76* 100 3*10000) = 0,25ΔUт =(4...5%) тең деп қабылданады.

реактивті құраушы қысқа тұйықталу кернеуін анықтау

Upн% = U к2 U а2
Upв% = U к2 U а2

(2.12)

(2.13)

Upн% = √ 6,752 -0,252 =6,74;
Upв% = √10,752 -0,252 =10,74.

мұндағы Uк% - трансформатордың жоғарғы және төменгі кернеу
орамалары үшін қысқа тұйықталу кернеуі.

Жоғарғы кернеу орамалары үшін қысқа тұйықталу кернеуі, %

Uк. в %= 0,5 (Uкв-с.+ Uкв-н.- Uк с-н.) = 0,5(10,5+17,5-6,5)=10,75;
Uк. н %= 0,5 (Uкв-н.+ Uкс-н.- Uк в-с.) = 0,5(17,5+6,5-10,5)=6,75.

Онда күштік трансформатордағы шығын соммасы:

ΔUт% = 0,45 (0,25 * 0,81 + 10,74 * 0,59) +0,18 (0,25* 0,81+6,745* 0,59) = 3,68%

2.5 Кернеу ауытқу кестесін құру

Кернеу ауытқу кестесінің негізгі мақсаты кернеуі 10 және 0,38 кВ
желілердегі тұтынушылардың максимум жүктелген режимінде кернеу
шығынының рұқсат етілген мәннен аспауы.
Кернеу ауытқу кестесін құру үшін әуе желісінде рұқсат етілген кернеу
шығынын анықтайтын желінің электрмен жабдықтау сұлбасын (2.2 - сурет)
келтіру қажет.

2.2 сурет - Өтеген Батыр ҚС электрмен жабдықтаудың есептік сұлбасы

АҚ АЖК мәндеріне сәйкес 1103510 кВ ҚС-ң 110 кВ шинасындағы
кернеу ауытқуы максимум жүктелгенде Vпс100 = +1,0 және минимум
жүктелгенде Vпс25 =-2 мәндерін құрайды.
Берілген электрмен жабдықтау сұлбасына кернеу ауытқу кестесін құру
үшін 1103510 кВ және 100,4 кВ екі трансформатордың қосымшасы
көрсетілуі тиіс. Бұл тапсырманы іріктеу әдісімен шешеміз, 1103510 кВ
трансформаторында қосымша +10% және неғұрлым алыс орналасқан 100,4
кВ трансформаторларында +2,5% және 110 кВ желісінде 100% жүктелу
кезінде (-2) және 25% жүктелу кезіндегі (0,5) және 1103510 кВ күштік
трансформаторында 100% жүктелу кезінде (-4,4) және 25% жүктелу кезінде
(1,1) кернеу ауытқуының есептік мәнін ескеру қажет.
Кернеу ауытқу кестесі 1103510 кВ ҚС-нан алыс және жақын
орналасқан 100,4 кВ трансформаторлы қосалқы станцияларына құрылады
(максимум және минимум жүктелген режимінде).

2.1 кесте - Кернеу ауытқу кестесі

3 10 кВ Электр желісін есептеу

3.1 10кВ желісінің сым қимасын есептеу

[1 ...5, 9] әдебиеттеріне сәйкес, сым қимасын экономикалық
интервалмен кернеу шығынын кезекті тексеру арқылы таңдайды. №
Электрмен жабдықтау сұлбасы
элементтерінің атауы
Кернеу ауытқуы, %
№
Электрмен жабдықтау сұлбасы
элементтерінің атауы
Жақындағы ТП
Алыстағы ТП
№
Электрмен жабдықтау сұлбасы
элементтерінің атауы
100
25
100
25
1
110 кВ шиналары
+1
-2
+1
-2
2
110 кВ - ӘЖ
-3,89
-0,97
-3,89
-0,97
3
1103510 кВ
трансформаторы
Кернеу
шығыны
-3,68
-0,92
-3,68
-0,92
3
1103510 кВ
трансформаторы
Тұрақты
қосымшалар
+10
+10
+10
+10
3
1103510 кВ
трансформаторы
РПН
+1х1,5
-4х1,5
+1х1,5
-4х1,5
4
10 кВ шиналары
+4,93
+0,11
+4,93
+0,11
5
10 кВ - ӘЖ
0
0
-8
-2,0
6
100,4 кВ
трансформаторы
Кернеу
шығыны
-4
-1
-4
-1
6
100,4 кВ
трансформаторы
Тұрақты
қосымшалар
+5
+5
+5
+5
6
100,4 кВ
трансформаторы
РПН
0
0
+2,5
+2,5
7
0,38 кВ желісі
+10,93
0
-5,43
0
8
Тұтынушы
-5
+4,11
-5
+4,61

ӘЖ сым қимасын таңдағанда кестелік мәндерді [1.. .5] қолданады. Сым
қимасы жүктемеге, аймақ климатына, тіреуледің материалына және болжамды
жүктеменің ұлғаюына тәуелді.
Қосалқы станцияны жобалау ауданындағы климаттық жағдайлар
келесідей.
- мұз қабырғасының қалыңдығы в = 5 мм;
- жел жылдамдығы ν = 27 м с;
- тірек типі - темірбетон бағаналар.

Сым қимасын таңдау есептеулері мынадай ретпен жүзеге асырылады:
1. Учаскенің есептік қуатын анықтау Sp;
2. Кесте бойынша ӘЖ-ң әрбір жеке учаскесі үшін сым қимасы анықтау;
3. Таңдалған сым қимасы үшін есептік кезеңнің соңына максимум
жүктемеде кернеу шығынын анықтау;
4. Сым қимасын таңдағанда қолданыстағы технологиялық жобалау
нормаларды қарастыру қажет [3,8];
5. 10 кВ ӘЖ магистраліндегі ауыл шаруашылық тұтынушыларды
электрмен жабдықтау сенімділі шарты бойынша АС-70 сымын таңдау қажет
10 кВ желілерінде сым қимасын таңдау және рұқсат етілген кернеу
шығынын тексеру экономикалық аралықтары әдісімен, учаскенің максимум
жүктемесіне өсу динамикасы коэффициентіне көбейту арқылы жүргізіледі.

Sэкв = Sм.рас · kq,

(3.1)

мұндағы Sм.рас - есептеу учасінкедегі максимум есептік қуат, кВА;
kq - есептеу кезеңде жүктеменің өсу динамикасы коэффициенті,
0,7 тең деп қабылдаймыз.

Сым қимасын таңдаудың кестелік түрі Ф-1, 3.1 кесте

3.1 - кесте. Сым қимасын таңдау Ф-1 Есептеу
учаскесі
Максимум
есептік қуат
Sр, кВА
Өсу
динамикасы
ның коэф-ті
kq
Экономикалы
қ қуат
Sэ, кВА
алдын-ала
таңдалған сым
қимасы
Соңғы
таңдалған
сым
қимасы
0-1
1335,7
0,7
934
АС -95
АС -95
1-2
1235,9
0,7
865
АС -70
АС -95
2-3
213,6
0,7
149
АС -25
АС -35
3-4
126
0,7
88.2
АС -16
АС-35
2-5
835.8
0,7
585
АС -35
АС-50

Сым қимасын таңдаудың кестелік түрі Ф-2, 3.2 кесте

3.2 кесте - Сым қимасын таңдау Ф-2 Есептеу
учаскесі
Максимум
есептік қуат
Sр, кВА
Өсу
динамикасы
ның коэф-ті
kq
Экономикалы
қ қуат
Sэ, кВА
алдын-ала
таңдалған сым
қимасы
Соңғы
таңдалған
сым
қимасы
0-1
1184.6
0,7
829
АС -70
АС-95
1-2
500.8
0,7
350
АС -35
АС-35
2-4
218.8
0,7
153
АС-25
АС -35
4-ТП5
196
0,7
137
АС-16
АС -35
2-3
316
0,7
221
АС-25
АС-35
3-ТП8
140.4
0,7
982
АС -35
АС -35
1-5
616.7
0,7
431
АС -35
АС -50
5-ТП2
98
0,7
68
АС-25
АС -35
5-6
536.2
0,7
375
АС -35
АС -35
6-ТП3
146
0,7
102
АС -16
АС -35
6-7
426.5
0,7
299
АС -25
АС -35
7-10
336.5
0,7
236
АС -25
АС -35
10-11
389.7
0,7
272
АС -25
АС -35
11-12
333,2
0,7
233
АС -25
АС -35
7-8
478,3
0,7
334
АС -35
АС -35
8-9
256,5
0,7
179
АС -16
АС -35
9-ТП113
156
0,7
109
АС -16
АС -35
3.1 кестенің жалғасы
5-6
443.8
0,7
310
АС -25
АС -35
6-7
203
0,7
142
АС-16
АС -35
5-8
485
0,7
339
АС -25
АС -35
8-9
422.5
0,7
295
АС -25
АС -35
9-10
385.3
0,7
269
АС -25
АС -35
10-11
189
0,7
132
АС -16
АС -35
10-12
137.5
0,7
96
АС -16
АС -35
12- ТП12
84
0,7
58
АС -16
АС-35

Сым қимасын таңдаудың кестелік түрі Ф - 3-4, 3.3 кесте

3.3 кесте - Сым қимасын таңдау Ф - 3-4

3.2 Рұқсат етілген кернеу шығыны бойынша таңдалған сым
қимасын тексеру

Сым қимасын таңдағанда кернеудің құлауы рұқсат етілген шектен
шықпау қажет, сонымен қатар желі соңындағы кернеу, тұтынушыларға
қажетті деңгейде сақталу тиіс, яғни +-5%.
Электртехникалық есептеу келесі өрнекті қолдона отырып, берілген
сым қимасындағы кернеу құлауын анықтауға негізделеді:

∆Ui =

Pi * r0i Q i * x 0i
U н

· li,

(3.2)

мұндағы Pi, Qi - і-ші учаскедегі активті және реактивті қуат, кВт, кВар;
r0i x0i - і-ші учаскедегі активті және индуктивті кедергілер, Омкм; Есептеу
учаскесі
Максимум
есептік қуат
Sр, кВА
Өсу
динамикасы
ның коэф-ті
kq
Экономикал
ық қуат
Sэ, кВА
алдын-ала
таңдалған
сым қимасы
Соңғы
таңдалған
сым қимасы
0-1
1588
0,7
1111,6
АС -95
АС-95
1-2
1436.4
0,7
1005,5
АС 95
АС-95
2-3
1288.1
0,7
901,7
АС-70
АС-70
3-4
1131.9
0,7
792
АС-50
АС-70
4-5
971.6
0,7
680
АС-50
АС-50
5-6
912.1
0,7
638
АС -50
АС-50
6-7
766.6
0,7
536,6
АС -50
АС-50
7-8
664.6
0,7
465
АС -35
АС -35
8-9
630.6
0,7
441
АС-35
АС-35
9-10
538,8
0,7
377
АС-35
АС-35
10-ТП11
444,2
0,7
311
АС-35
АС-35
11-13
230
0,7
161
АС-16
АС-35
13-ТП15
128,8
0,7
90
АС-16
АС-35
11-12
266
0,7
186,2
АС-16
АС-35
12-ТП13
121,8
0,7
60,9
АС-16
АС-35

li - і-ші учаскенің ұзындығы, км;
∆Ui - і-ші учаскедегі кернеу құлауы, В;
Uн - желінің номинал кернеуі, кВ.

Кернеу құлауы Ф - 1-4

0-1
учаскесі

Таңдалған марка, сым қимасы АС-95
r0 = 0,299 Омкм x0 = 0,4 Омкм l0-1 = 3,9км

0-1

учаскесіндегі кернеу құлауының есептік мәні

∆U0-1

=

P0 -1 * r00-1 Q 0 -1 * x 00-1
U н

·l0-1, В,

(3.3)

0-1

учаскесінің есептік актив қуаты

P0-1 = Spmax0-1 · cosφ

P0-1 = 1335,7 · 0.82 =1095,3 кВт

(3.4)

0-1

учаскесінің есептік реактив қуаты

Q0-1 =

S2 pmax0-1 P 2 0-1

(3.5)

Q0-1 = 1335,7 2 1095,32 = 764,5 кВАр

онда
∆U0-1 = [(1095,3· 0,299 +764,5· 04,)10]· 3,9 = 2473 В
Кернеу құлауының пайыздық көрсеткіші:

∆U0-1% =

U 0-1
Uн

· 100

(3.6)

∆U0-1% = 247·100 1000= 0,25%

1-2 учаскесі

Таңдалған марка, сым ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.