400 МВт қуатты жылу электр станциясын жобалау

Аңдатпа

Бітіру жұмысының тақырыбы 400 МВт қуатты жылу электр
станциясын жобалау болып табылады. Жобада кіріспе, осы жобаның
орындалуына негізгі алғышарттар берілген, жылу бөліктерінің және жылу
сұлбасының қосалқы жабдықтауларының есебі жасалынған.
Электртехникалық бөлімінде, жобаланатын станцияның электрлік негізгі
сұлбаларын таңдау және электртехникалық жабдықтарды таңдау, релелік
қорғанысты сипаттау қарастырылады.Экология мәселелері және техника
қауіпсіздігі бөлімі, қарастырылған инвестициялардың экономикалық
тиімділігі есеп-қисабы келтірілген.

Аннотация

Темой данной выпускной работы является проектирование тепловой
электрической станции мощностью 400 МВт. Выпускная работа содержит
введение, в котором кратко формируется основные предпосылки к
выполнению данного проекта, расчет тепловой части и выбор основного и
вспомогательного оборудования тепловой схемы. Электротехническая часть
содержит выбор основных электрических схем проектируемой станции и
выбор электротехнического оборудования, выбор и описание релейной
защиты: рассмотрен раздел, затрагивающий вопросы экологии и техники
безопасности, произведен расчет экономической эффективности инвестиций
в проект.

Кіріспе

Соңғы жылдары Қазақстанда басқада ТМД елдеріндегідей
электроэнергияны тұтыну төмендегідей байқалады, бұл СССР елдерінің
экономикасының өзгеруіне де байланысты. Және де электроэнергияны
тұтыну мен өнеркәсіптің қолданылуының қысқарылуында.

Тұтыну деңгейінің
төмендеуіне қарамастан Қазақстанның

электроэнергиясын өндірушілер өзінің тұтынушыларын
қанағаттандырмайды. Оның себебі құрылымдық және тарихи мінездемесіне
байланысты, яғни энергиямен жабдықтаумен жүйесінің бұзылуы. Бірақ, оның
электроэнергиясының шектелуі финанстық факторларында әсер етеді.
Энергия кедерінің қоры мен отынның толық қамтамасыз ете алмауы. Бұл
электроэнергияны өндіруді төмендетумен қатар генератор қуатының толық
қолданылуына әкеліп соқты. Еліміздің экономикасы басқа елдермен келісім
шарт жасауына байланысты тұрақтандырған. Өндірістік өнеркәсіптер қайта
қалпына келе бастады. Яғни, электроэнергияны тұтыну өсе бастады. Сондай
— ақ, кез — келген елдің экономикасы үлкен электр сиымдылықпен
сипатталады.
Бұл дипломдық жобада Қазақстанның оңтүстігінде салынған, негізгі
отын ретінде көмір қолданылатын400 МВт-тық ЖЭС — ның орнатылған
қуатын есептеу жобаланады. Бұл ЖЭС — ғы есептеуде электрлік
қондырғыларды таңдау көрсетілген және құрылымдық сұлбалар, электрлік

қосылудың мақсатқа сай нұсқаға сай таңдау
,қарастырылған

электростанцияның өзіндік мұқтаждық қоректену жүйесін таңдау, қысқа
тұйықталу тоғын есептеу көрсетілген. Кернеуіне сәйкес элегазды
ажыратқыштар мен айырғыштар таңдалды.

Мазмұны

Кіріспе
1 Электрлік бөлім
1.1 ЖЭО-ның технологиялық процесінің сұлбасы
2 Турбогенераторларды таңдау
2.1 Құрылымдық сұлбаның нұсқаларын таңдау
3 Қалыпты режимде 1-ші нұсқа үшін жүктемелердің баллансын
құрастыру
3.1 Қалыпты режимде 2-ші нұсқа үшін жүктемелердің баллансын
құрастыру
3. 2 1-ші нұсқа үшін трансформаторларды таңдау
3.3 2-ші нұсқа үшін трансформатор таңдау
3.4 Қысқа тұйықталу тоқтарын есептеу
3.4.1 К-1 нүктесі бойынша қысқа тұйықталу тогын есептеу
3.4.2 К-2 нүктесі бойынша қысқа тұйықталу тогын есептеу
3.4.3 К-3 нүктесіндегі қысқа тұйықталу тогын есептеу
4 Өмір тіршілік қауіпсіздігі
4.1 Қазандық цехтағы еңбек қорғау бойынша ұйымдастыру және
техникалық шараларға талдау жасау
4.2 Өндіріс орындарының микроклиматы
4.3 Жоғарғы вольтты лабораториядағы жасанды жарықтандыру
жүйесіне есеп жүргізу
4.3 Турбина цехындағы ауа алмасуына және оның еселігіне есеп
жүргізу
5 Экономикалық бөлім
5.1 Жылулық энергияны тұтыну
5.2 Станция салуға кететін ақша құйылымдарын анықтау

7
8
8
9
11

12

18
23
25
30
32
36

39
43

43
47
48

53

58
58
59

1 Электрлік бөлім

1.1 ЖЭО-ның технологиялық процесінің сұлбасы

Жылу электр орталықтары тұтынушыларды электр энергиясымен ғана
емес, сонымен қатар бу түріндегі жылумен немесе ыстық сумен қамтамасыз
етеді. Осы мақсатта саты аралық турбиналардан алынатын, пайдаланатын
суды регенеративті түрде жылытатын будың бөлінуінен басқа будың тағыда
екі түрлі бөлінуі жүзеге асады: бірі — 7-10 атм. және одан да жоғары
қысымдағы бумен өндірісті қамтамасыздандырса, ал екіншісі — 1,2 атм.
қысымдағы бу тұрғын үйлерді жылумен қамтамасыз етеді. Мұның өзі екі
түрлі мақсатты көздейді: біріншіден, қысымы 100-ден 10 атм-ға
төмендегеннен кейінде әрі қарай бу ұтымды пайдаланылады, бұл ретте
цехтардағы және үй жылыту жүйесіндегі тиімсіз ұсақ қазандардан бас
тартуға тура келеді; екіншіден, конденсаторға пайдаланылған будың аз ғана
бөлігі түсіп, айнымалы су мен жылу шығыны төмендейді. Осының
нәтижесінде ЖЭО-тарының жалпы пайдалы әсер 60% дейін артады, яғни
КЭС-тің пайдалы әсер коэффициентімен салыстырғанда 1,5 есе көп. Алайды
ЖЭО-ғын тұтынушыларға жақын орналастыру керек, өйткені радиусы 4-6 км
аумақты бумен қамтамасыз ету тиімді және тұтынушылар 6-10 кВ электр
энергиясымен қамтамасыз етіледі. Мұның өзі қағида бойынша ЖЭО-ның
200-300 МВт дейінгі қуаттылығын шектейді. Яғни қуатты ЖЭО-ғын салу
үшін тұтынушылар саны аса ұлкен болу керек.

2 Турбогенераторларды таңдау

Электр энергиясын өндіру үшін электрлік станцияларда үшфазалық ай-
нымалы ток синхронды генераторларын қолданамыз.
Синхронды электрлік машиналар үшін қалыптасқан жұмыс режимінде

агрегаттың айналу жиілігі мен тораптың nîá ìèí
сәйкестік болуы тиіс, Гц:
жиілігі f арасында қатаң

n

60 f
p

,

(2.1)

мұндағы p — генератор статорының орамасының қос полюстер саны.

Бу және газ турбиналарын жоғары айналу жиілігіне арнап шығарады,
өйткені мұндай жағдайда турбогенераторлар ең жақсы техника-
экономикалық көрсеткіштерге ие болады. Кәдімгі отын жағатын жылу
электрлік станцияларда агрегаттардың айналу жиілігі әдетте минутына 3000
айнмин айналымды құрайды, ал синхронды тубогенераторлар қос полюсті
болып келеді.
Турбогенераторлардың жылдамдығы оның құрылымының
ерекшеліктерін анықтайды. Бұл генераторлар көлденең білікпен орындалады.
Үлкен механикалық және жылу жүктемелерінде жұмыс жасайтын
турбогенераторлар роторы тұтас дайындалған магнитті және механикалық
қасиеттері жоғары арнайы болаттан жасалынады.
Ротордың анық емес полюстері болып жасалады. Ротордың негізгі
жиілігімен айналымы ротор диаметрімен механикалық беріктіктің 3000
айналым минутына болғанда 1,1-1,2 м мөлшері мен шектеледі. Ротор
бочкасының ұзындығы да шексіз маңызға ие болғанда 6-6,5 метрге тең
болады. Ол біліктің статикалық иінінің рұқсат етілген шегімен және оның
жұмыс істеуіге кедергі келтірмейтін діріл сипаттамасымен анықталады.

Ротордың негізгі магнит
ағындары өтетін активтық бөлігінде,

қоздырғыш катушка орамдарымен толтырылған ойықтары фрезерленеді.
Ораманың ойық бөлігіне магниттік емес, бірақ берік дюраалюминиден
жасалған сыналар бекітіледі. Орамның ойықтарға жатпаған мынадай бөлігі,
ортадан тепкіш күштің әсерінен болатын ығысудан бандаждың көмегімен
қорғалады. Құрсаулар ротордың механикалық қатынасының ең қысым көп
түсетін бөлігі болып табылады, жәнеде магнитті емес беріктігі өте жоғары
болаттан дайындалады. Ротор білігінің екі жақ шетіне желдеткіш қалақтар
орнатылғандықтан ол қалақшалар машинаның салқындатқыш газдарының
айналымын қамтамасыз етеді.
Турбогенератор статоры оның сыртқы қорабынан және өзекшеден
тұрады. Қорап пісіріліп жасалады, басқа бөліктермен қосылатын жерлері,
қалқан-дарымен жәнеде тығыздатқыштармен жабылады. Статор өзегінің
қалындығы 0,5 мм. оқшауламаланған электр техникалық болат
табақшалардан жиналады, табақшаларды пакетпен жинайды да, арасына

желдеткіш каналдар қалды-рылады. Статор өзегінің ішкі пазаларына
әдеттегідей екі қабатты үшфазалы орама орнатылады.
Берілген мәліметтер бойынша келесі типті турбогенераторларды
таңдаймыз: екі турбогенератор ТВФ-60-2 типті және бір турбогенератор
ТВФ-110-2ЕУ3 типті. Турбогенераторлардың техникалық көрсеткіштері
келесі 3-кестеде көрсетілген.

2. 1 кесте — Турбогенераторлардың техникалық көрсеткіштері

2. 2 кесте — Бастапқы берілгендері

2.3 кесте — Генераторлардың

және

110 кВ ТҚ-ғы жүктемелерінің

жұмыс графигі

Жыл мезгілінің ұзақтығы: қыс — 200 тәулік, жаз — 165 тәулік.

2.1 Құрылымдық сұлбаның нұсқаларын таңдау №
Параметрлер
Мәндері
1
Генераторлар саны
5
2
Генераторлардың бірлік қуаты, МВт

3
Генераторлық кернеудегі жүктеме, МВт
108
4
Өзіндік мұқтаждыққа кететін қуат мөлшері, %
10
5
110 кВ ТҚ-ғы жүктеме, МВт
32,4
6
Электрэнергия жүйенің резервті қуаты, МВт
350
7
Электрэнергия жүйемен байланысатын
желілерінің номиналды кернеуі, кВ
220
8
Желілердің саны және ұзындығы, км

9
Электрэнергия жүйенің ҚТ қуаты, МВА
3500
Генератор
түрі
Рном,МВт
Uном,кВ
Iном,кА
Cos ном,кА
ІІ
Х d
ТВФ-60-2
60
10,5
4,25
0,8
0,195
ТВФ-110-
2ЕУЗ
110
10,5
7,56
0,8
0,189
Сағат
Жыл мезгілі
0 — 8
8 -18
18 — 24
Қыс
85%
100%
85%
Жаз
70%
80%
70%

Жобалаудың бұл сатысында көрсетілген станцияның құрылымдық сұл-
басының екі нұсқасын салыстырамыз. Нұсқалар жергілікті жүктемені және
өзіндік мұқтажының жүктемесін электрмен жабдықтау тәсілімен ерекшеленеді.

2.1 сурет — Станцияның құрылымдық сұлбасы. 1-ші нұсқа

3 Қалыпты режимде 1-ші нұсқа үшін жүктемелердің баллансын
құрастыру

1) Г1, Г2, Г3 генераторларының қуаттарын өндіру, МВт

0 8

8

18 24

Қыс
180 85%
100%
180 100%
100%
180 85%
100%

0 8

18 24

Жаз
180 70%
100%

Г2,

126МВт
100%

8 180 80%

144МВт

Электр станцияларындағы электр энергияны өндірудің айнымалы
графигі кезінде өзіндік мұқтаждықтың қуат шығынын анықтауға болады.

Р0 8 (0,4 0,6

Р (t)
i
P

) Р

;

(3.1)

мұнда Рi ( t ) — t уақытта станцияның шинаға беретін қуаты, МВт;
Рб елг — станцияның белгіленген қуаты , МВт;
Р

2) Г1, Г2, Г3 генераторларының өзіндік мұқтаждық қуаты, МВт

Қыс

PГ1,0 8Г2, Г3 (0.4 0.6
153 10%
180 100%
180 16,38.МВт

8

180 10%
180 100%

180 18МВт

18 24

Жаз

153 10%
180 100%

180 16,38МВт

PГ1,0 8Г2, Г3 (0.4 0.6

126 10%
180 100%

180 14,76МВт

8

144 10%
180 100%

180 15,84МВт

18

126 10%
180 100%

180 14,76МВт

3) Г4, Г5 генераторларының қуаттарын өндіру, МВтPГ1, Г2, Г3
P
P
153МВт
180МВт
153МВт
PГ1, Г2, Г3
PГ1, Г2, Г3
126
PГ1, 18 Г3
100%
180 70%
белг

)
PГ1, 18Г2, Г3 (0.4 0.6
)
PГ1, Г2, Г3 (0.4 0.6
)
)
PГ1, 18Г2, Г3 (0.4 0.6
)
P 24 (0.4 0.6
)

0

Қыс
220 85%
100%

187МВт

0

Жаз
220 70%
100%

154

8

220 100%
100%

220МВт

8

220 80%
100%

176

18

220 85%
100%

187

18 24

220 70%
100%

154

4) Г4, Г5 генераторларының өзіндік мұқтаждық қуаты, МВт

Қыс

0
187 10%
220 100%
220 20.МВт

8

220 10%
220 100%

220 22МВт

18

187
220

)

10%
100%

220 20МВт

Жаз

0
154
220
)
10%
100%
220 18МВт

8

176
220

)

10%
100%

220 19,36МВт

18 24

154
220

)

10%
100%

220 18МВт

5) 10 кВ ГТҚ-ғы жүктеме, МВт

Қыс

Жаз

0 8
10кВ
8 18
10кВ
18 24
10кВ
0 8
10кВ
P108 кВ18 P1018кВ 24 75,6МВт

6) 110 кВ ТҚ-ғы жүктеме, МВт

8

к

Қыс
0 32, 4 85%
100

8

к

Жаз
0 32, 4 70%
100

22,68МВт

25,92МВтPГ4, 8Г5
PГ4, 8Г5
P 18
P 18
P 24
P
PГ4, 8Г5 (0.4 0.6
)
PГ4, 18Г5 (0.4 0.6
)
PГ4, Г524 (0.4 0.6
PГ4, 8Г5 (0.4 0.6
PГ4, 18Г5 (0.4 0.6
P (0.4 0.6
P
P
P
108МВт P
P110 8кВ
27,54МВт
P110 18В
32,4 100%
32,4МВт
100
P110 8кВ
P110 18В
32,4 80%

100

18

32, 4 85%
100

27,54МВт

18

32, 4 70%
100

22,68МВт

МВт

7) АТ1, АТ2, трансформаторлардың 10 кВ орамаларының жүктелуі,

Қыс

0 0 8
1
2
(153 108 16,38)
1
2
14,31МВт

8 8 18

,
Р 8М 18 )
1
2
(180 108 18)
1
2
27МВт

Г

18 18

1
2

(153 108 16,38)

1
2

14,31МВт

Жаз

PАТ0 18, АТ 210кВ (РГ0 1,8Г 2, Г 3 Р100 кВ8 Р 0М 8 )
1
2
(126 75,6 14,76)
1
3
17,82МВт

8

,
18
1
2
(144 75,6 15,84)
1
2
26,28МВт

18

Г
18
1
2
(126 75,6 14,76)
1
2
17,82МВт

МВт

8) АТ1, АТ2, трансформаторлардың 110 кВ орамаларының жүктелуі,

Қыс

0
1
2
27,54
1
2
13,77МВт

8 8
1
2
32,4
1
2
16,2МВт

18 18 24 1
2
27,54
1
2
13,77МВт

Жаз

0
1
2
22,68
1
2
11,34МВт

P 8 18,1 2110

18
8

18
1
2
1
2
25,92

22,68
1
2
1
2
12,96

11,34

МВт

9) АТ1, АТ2 трансформаторлардың 220 кВ орамаларының жүктелуі,

ҚысP110 кВ24
P110 кВ24
PАТ 18, АТ 210кВ (РГ0 1,8Г 2, Г 3 Р10 кВ Р 0М 8 )
PАТ 118, АТ 210кВ (РГ8 118Г 2, Г 3 Р10 кВ
PАТ 1,24АТ 210кВ (Р181 , Г242, Г 3 Р10кВ24 Р 18М 24 )
PАТ 18,1 АТ 210кВ
(РГ8 118Г 2, Г 3 Р108 кВ Р 8М 18 )
PАТ 1,24АТ 210кВ
(Р181 , Г242, Г 3 Р10кВ24 Р 18М 24 )
PАТ0 18, АТ 2110кВ Р110 8кВ
PАТ 18,1 АТ 2110кВ Р11018кВ
PАТ 1,24АТ 2110кВ Р110 кВ
PАТ0 18, АТ 2110кВ Р110 8кВ
11018
P 1,24 2110
110 24

0 0

8 8

PАТ АТ 2,220кВ Р18 АТ 2,10кВ Р18 АТ 2,110кВ 14,31 13,77 0,54МВт

Жаз

0 0

8 8

PАТ АТ 2,220кВ Р18 АТ 2,10кВ Р18 АТ 2,110кВ 17,82 11,34 6,48МВт

10) Т3, Т4, трансформаторларынан өтетін қуат, МВт

Қыс

PТ03 ,Т8 4 РГ0 48, Г 5

1
2

Р 0М 8

1
2

93,5 10 83,5МВт

P8 184 РГ 18 5
1
2
Р 8М 18
1
2
110 11 99МВт

P18Т24 Р18 24
1
2
Р 18М 24
1
2
93,5 10 83,5МВт

Жаз

PТ03 ,Т8 4 РГ0 48, Г 5

1
2

Р 0М 8

1
2

77 9 68МВт

P8 184 РГ 18 5
1
2
Р 8М 18
1
2
88 9,68 78,32МВт

P8 184 РГ 18 5
1
2
Р 8М 18
1
2
77 9 68МВт

11) АТ1, АТ2 және Т3, Т4 трансформаторлары арқылы электрэнерия
жүйесіне берілетін қуат мөлшері, МВт
Қыс

0 0

8 8

18
А
Жаз
0 0

8 8PАТ0 18, АТ 2,220кВ РАТ 81, АТ 2,10кВ РАТ 81, АТ 2,110кВ 14,31 13,77 0,54МВт
PАТ8 18,1 АТ 2,220кВ РАТ 181, АТ 2,10кВ РАТ 181, АТ 2,110кВ 27 16,2 10,8МВт
PАТ0 18, АТ 2,220кВ РАТ 81, АТ 2,10кВ РАТ 81, АТ 2,110кВ 17,82 11,34 6,48МВт
PАТ8 18,1 АТ 2,220кВ РАТ 181, АТ 2,10кВ РАТ 181, АТ 2,110кВ 26,28 12,96 13,32МВт
181,24 АТ 1,24 Т 1,24А
181,24 АТ 1,24 Т 1,24А
Т 3,Т 8 4, Г
Т 3, Г 4, 5Г
Т 3,Т 8 4, Г
Т 3,Т 8 4, Г
PЭЖ 8 РАТ 81, АТ 2 2 РТ0 38,Т 4 2 1,08 167 168,08МВт
PЭЖ 18 РАТ 181, АТ 2 2 РТ8 318Т, 4 2 21,6 198 219,6МВт
PЭЖ 24 Р18Т 124, АТ 2 2 РТ183 ,Т244 2 1,08 167 168,08МВт
PЭЖ 8 РАТ 81, АТ 2 2 РТ0 38,Т 4 2 12,96 136 148,96МВт
PЭЖ 18 РАТ 181, АТ 2 2 РТ8 318Т, 4 2 26,64 156,64 183,28МВт

18
А ,

3.1 кесте — Нұсқа үшін қалыпты режимде қуат балансы кестесі Анықталатын параметрлер
Жыл
кезеңі
Жүктемелердің жұмыс графигі
Анықталатын параметрлер
қыс
жаз
85%
70%
100%
80%
85%
80%
Анықталатын параметрлер
қыс
жаз
Уақыты, сағат
Анықталатын параметрлер
қыс
жаз
0-8
8-18
18-24
1. Г1, Г2, Г3 генераторларының
қуаттарын өндіру (қосындысы), МВт
қыс
жаз
153
126
180
144
153
126
2. Г1, Г2, Г3 генераторларының өзіндік
мұқтаждық қуаты, МВт
қыс
жаз
16,38
14,76
18
15,84
16,38
14,76
3. Г4, Г5 генераторларының әрбірінің
қуаттарын өндіру, МВт
қыс
жаз
93,5
77
110
88
93,5
77
4. Г4, Г5 генераторларының әрбірінің
өзіндік мұқтаждық қуаты, МВт
қыс
жаз
10
9
11
9,68
10
9
5. 10 кВ ГТҚ-ғы жүктеме, МВт
қыс
жаз
108
75,6
108
75,6
108
75,6
6. 110 кВ ТҚ-ғы жүктеме, МВт
қыс
жаз
27,54
22,68
32,4
25,92
27,54
22,68
7. АТ1, АТ2, трансформаторлардың 10
кВ орамаларының жүктелуі, МВт
қыс
жаз
14,31
17,82
27
26,28
14,31
17,82
8. АТ1, АТ2, трансформаторлардың
110 кВ орамаларының жүктелуі, МВт
қыс
жаз
13,77
11,34
16,2
12,96
13,77
11,34
9. АТ1, АТ2 трансформаторлардың
220 кВ орамаларының жүктелуі, МВт
қыс
жаз
0,54
6,48
10,8
13,32
0,54
6,48
10. Т3, Т4, трансформаторларынан
өтетін қуат, МВт
қыс
жаз
83,5
68
99
78,32
83,5
68
11. АТ1, АТ2 және Т3, Т4
трансформаторлары арқылы
электрэнерия жүйесіне берілетін қуат
мөлшері, МВт
қыс
жаз
168,08
148,96
219,6
183,28
168,08
148,96
PЭЖ 24 Р18Т 124АТ 2 2 РТ183 ,Т244 2 12,96 136 148,96МВт

3.1 сурет — ЖЭО генераторларының қуаттарын өндіру графигі

3. 2 сурет — Г1,Г2,Г3 генераторларының Ө.М. жүктемеснінің қуатының
графигі

3.3 сурет — Г4,Г5 генераторларының Ө.М. жүктемеснінің қуатының графигі

жүктеме

110 кВ

ЭЖ

220 кВ

T1

T2

АТ3

АТ4

10 кВ

Ө.М

Ө.М

G1
Ө.М.жүктеме

G2

G3

жүктеме

G4

G5

3.4 сурет — Станцияның құрылымдық сұлбасы. 2-ші нұсқа

3.1 Қалыпты режимде 2-ші нұсқа үшін жүктемелердің баллансын
құрастыру

1) Г1, Г2, Г3 генераторларының қуаттарын өндіру, МВт

0

Қыс
180 85%
100%

153МВт

0

Жаз
180 70%
100%

126

8 180 100%
100%
8
Г2,

18 24

180 85%
100%

153

18 24

180 70%
100%

126

Электр станцияларындағы электр энергияны өндірудің айнымалы
графигі кезінде өзіндік мұқтаждықтың қуат шығынын анықтауға болады.

Р0 8 (0,4 0,6

Р (t)
i
P

) Р

мұнда Рi ( t ) — t уақытта станцияның шинаға беретін қуаты, МВт;
Рбелг — станцияның белгіленген қуаты , МВт;
Р

2) Г1, Г2, Г3 генераторларының өзіндік мұқтаждық қуаты, МВт

Қыс

PГ1,0 8Г2, Г3 (0.4 0.6
153 10%
180 100%
180 16,38.МВт

8

180 10%
180 100%

180 18МВт

18 24

Жаз

153 10%
180 100%

180 16,38МВт

PГ1,0 8Г2, Г3 (0.4 0.6
126 10%
180 100%
180 14,76МВт

8

144 10%
180 100%

180 15,84МВт

18
(0.4 0.6
126 10%
180 100%
180 14,76МВтPГ1, 8Г2, Г3
PГ1, 8Г2, Г3
PГ1, 18Г2, Г3
180МВт
PГ1, 18 Г3
180 80%
144
100%
PГ1, Г2, Г3
PГ1, Г2, Г3
белг

)
P 18 (0.4 0.6
)
PГ1, Г2, Г3 (0.4 0.6
)
)
PГ1, 18Г2, Г3 (0.4 0.6
)
PГ1, Г2,24Г3
)

3) Г4, Г5 генераторларының әрбірінің қуат өндіруі, МВт

8

8

18 24

Қыс
0 220 85%
100%

100%

100%

100%

Жаз
0 220 70%
100%

18 220 85%
100%

МВт

4) Г4, Г5 генераторларының әрбірінің өзіндік мұқтаждық қуаты қуаты,

Қыс

PГ4,0 8Г5 (0.4 0.6
187 10%
220 100%
220 20.МВт

8

220 10%
220 100%

220 22

18

187
220

)

10%
100%

220 20МВт

Жаз

PГ4,0 8Г5 (0.4 0.6

154 10%
220 100%

220 18МВт

8

176 10%
220 100%

220 19,36МВт

18

154 10%
220 100%

220 18МВт

5) 10 кВ ГТҚ-ғы жүктеме, МВт

Қыс
P60кВ 8 P68кВ 18 P618кВ 24 108МВт
Жаз
P60кВ 8 P68кВ 18 P618кВ 24 75,6МВт

6) 110 кВ ТҚ-ғы жүктеме, МВт

Қыс

ЖазPГ4, 8Г5
187МВт
PГ4, 18Г5
220 100%
220МВт
PГ4, 18Г5
220 80%
176МВт
PГ4, Г5
220 70%
154МВт
PГ4, 8Г5
154МВт
PГ4, Г524
187МВт
)
PГ4, 18Г5 (0.4 0.6
)
PГ4, Г524 (0.4 0.6
)
P 18 (0.4 0.6
)
P 24 (0.4 0.6
)

P350 кВ8

P358 кВ18

P35 24

32, 4 85%
100
32, 4 100%
100
32, 4 85%
100

27,54МВт

32,4МВт

27,54

32, 4 70%
100
32, 4 80%
100
32, 4 70%
100

7) АТ3, АТ4 трансформаторлардың 10 кВ орамаларының жүктелуі, МВт

Қыс
PАТ0 83, АТ 4,10кВ РГ0 48, Г 5 Р 0М 8 93,5 10 83,5МВт
P 8 18,3 4,10 8 418, 5 8 18 110 11 99
P 4,10 18 24 18 24 93,5 10 83,5

Жаз
PАТ0 83, АТ 4,10кВ РГ0 48, Г 5 Р 0М 8 77 9 68МВт
PАТ8 183, АТ 4,10кВ РГ8 418, Г 5 Р 8М 18 88 9,68 78,32МВт
18
, Г Г

МВт

8) АТ3, АТ4, трансформаторлардың 110 кВ орамаларының жүктелуі,

Қыс
28,62 27,54
2
8 54 32, 4
2
18 28,62 27,54
,

Жаз
PАТ0 83, АТ 4,110кВ

8

18
,

35,64 22,68
2
52,56 25,92
2
35,64 22,68
2

6,48МВт

13,32МВт

6,48

МВт

9) АТ3, АТ4 трансформаторлардың 220 кВ орамаларының жүктелуі,

Қыс
0 0P350 кВ8
22,68МВт
P358 кВ18
25,92МВт
P3518кВ 24
22,68МВт
18
PАТ 324АТ 4,10кВ Р184 ,245 Р 18М 24 77 9 68МВт
18 3,24 4, 5
PАТ0 83, АТ 4,110кВ
0,54МВт
P 18,3 4,110
10,8
PАТ 324АТ 4,110кВ
0,54МВт
2
PАТ 18,3 АТ 4,110кВ
P 324 4,110
PАТ0 83, АТ 4,220кВ РАТ 83, АТ 4,10кВ РАТ 83, АТ 4,110кВ 83,5 0,54 82,96МВт

8 8

P 18 324, 4,220 18 324, 4,10 18 324, 4,110 83,5 0,54 82,96

Жаз
0 0

8 8

PАТ АТ 4,220кВ Р18 24АТ 4,10кВ Р18 24АТ 4,,110кВ 68 6,48 61,52МВт

10) Т1, Т2, трансформаторларынан өтетін қуат, МВт

Қыс
1 1
2 2
1 1
2 2
1 1
2 2

Жаз

2 2

2 2

2 2

1 1

1 1

1 1

17,82МВт

26,28МВт

17,82МВт

11) АТ3, АТ4 және Т1, Т2 трансформаторлары арқылы электрэнерия
жүйесіне берілетін қуат мөлшері, МВт

Қыс
0 0

8 8

18
А

Жаз
0 0

8 8

18
АPАТ8 183, АТ 4, 220кВ РАТ 183, АТ 4,10кВ РАТ 183, АТ 4,110кВ 99 10,8 88,2МВт
PАТ0 83, АТ 4, 220кВ РАТ 83, АТ 4,10кВ РАТ 83, АТ 4,110кВ 68 6,48 61,52МВт
PАТ8 183, АТ 4,220кВ РАТ 183, АТ 4,10кВ РАТ 183, АТ 4,110кВ 78,32 13,32 65МВт

PТ01 ,Т8 2 Р 0 8Г1, Г 2, Г 3 Р 0 8 М Р100 кВ8 153 16,38 108
14,31МВт
P8 18 Р8 181, Г 2, Г 3 Р8 18М Р10 18 180 18 108
27МВт
P18Т24 Р18 24 Г 2, Г 3 Р18 24 Р10кВ24 153 16,38 108
14,31МВт
18 3,24 АТ 3, Т 3,А

PТ01 ,Т8 2 Р 0 8Г1, Г 2, Г 3 Р 0 8 М Р100 кВ8 126 14,76 75,6
P8 18 Р8 181, Г 2, Г 3 Р8 18М Р10 18 144 15,84 75,6
P18Т24 Р18 24 Г 2, Г 3 Р18 24 Р10кВ24 126 14,76 75,6
PЭЖ 8 РАТ 81, АТ 2 2 РТ0 38,Т 4 2 1,08 167 168,08МВт
PЭЖ 18 РАТ 181, АТ 2 2 РТ8 318Т, 4 2 21,6 198 219,6МВт
PЭЖ 24 Р18Т 124, АТ 2 2 РТ183 ,Т244 2 1,08 167 168,08МВт
PЭЖ 8 РАТ 81, АТ 2 2 РТ0 38,Т 4 2 12,96 136 148,96МВт
P 18 181, 2 2 8 318, 4 2 26,64 156,64 183,28
PЭЖ 24 Р18Т 124, АТ 2 2 РТ183 ,Т244 2 12,96 136 148,96МВт

3.2 кесте — Нұсқа үшін қалыпты режимде қуат балансы

3. 2 1-ші нұсқа үшін трансформаторларды таңдау

1-ші нұсқа үшін апатты режим

1) Жүктеменің қысқы максимумда 1-ші АТ1 трансформаторын
ажыратамыз. Бұл жағдайда АТ2 трасформаторынан өтетін қуаттың мөлшері:

РАТ 2 (РГ1, Г 2, Г 3 Р М Р10кВ ) 54МВт

(3.2) Анықталатын параметрлер
Жыл
кезеңі
Жүктемелердің жұмыс графигі
Анықталатын параметрлер
қыс
жаз
85%
70%
100%
80%
85%
80%
Анықталатын параметрлер
қыс
жаз
Уақыты, сағ
Анықталатын параметрлер
қыс
жаз
0-8
8-18
18-24
1. Г1, Г2, Г3 генераторларының
қуаттарын өндіру (қосындысы), МВт
қыс
жаз
153
126
180
144
153
126
2. Г1, Г2, Г3 генераторларының ө.м.
қуаты, МВт
қыс
жаз
16,38
14,76
18
15,84
16,38
14,76
3.Г4, Г5 генераторларының әрбірінің
қуат өндіруі, МВт
қыс
жаз
93,5
77
110
88
93,5
77
4. Г4, Г5 генераторларының ө.м.
қуаты, МВт
қыс
жаз
10
9
11
9,68
10
9
5. 10 кВ ГТҚ-ғы жүктеме, МВт
қыс
жаз
108
75,6
108
75,6
108
75,6
6. 110 кВ ТҚ-ғы жүктеме, МВт МВт
қыс
жаз
27,54
22,68
32,4
25,92
27,54
22,68
7. АТ3, АТ4, трансформаторлардың
10 кВ орамаларының жүктелуі, МВт
қыс
жаз
83,5
68
99
78,32
83,5
68
8. АТ3, АТ4, трансформаторлардың
110 кВ орамаларының жүктелуі,
МВт
қыс
жаз
0,54
6,48
10,8
13,32
0,54
6,48
9. АТ3, АТ4 трансформаторлардың
220 кВ орамаларының жүктелуі,
МВт
қыс
жаз
82,96
61,52
88,2
65
82,96
61,52
10.Т1, Т2 трансформаторлардың
әрбірінен өтетін қуат, МВт
қыс
жаз
14,31
17,82
27
26,28
14,31
17,82
11. АТ3, АТ4 трансформаторлары
арқылы электрэнерия жүйесіне
берілетін қуат мөлшері (қосындысы),
МВт
қыс
жаз
168,08
148,96
219,6
183,28
168,08
148,96

2) Г1 ажыратылады. Бұл жағдайда 110 кВ ТҚ-на жіберілетін қуат
келесідей болады:

Р110кВ Р10кВ РГ 2, Г 3 Р М 108 120 12 0МВт

Г1, Г2 және Г3 генераторларынан 110 кВ ТҚ-на қуат жіберілмейді. 110
кВ ТҚ-на электрэнергия жүйесінен АТ1, АТ2 трансформаторлар арқылы
32,42=16,2 МВт қуат келеді.
3) ЖЭО-ның 1-ші, 2-ші, 3-ші генераторлардың ең көп қуат беру режимі.
Жазда 10 кВ жүктемеде 75,6 МВт, ал 110 кВ ТҚ-да ең көп 32,4 МВт қуат
болады. Бұл жағдайда АТ1, АТ2 трансформаторларының жүктелуі келесідей
болады:

РАТ 1, АТ 2 (РГ1, Г 2, Г 3 Р10кВ Р М )
1
2
(144 75,6 15,84)
1
2
26,28МВт

1-ші нұсқа үшін күштік трансформаторды таңдаймыз.

S АТ 1, АТ 2

Р АТ 1, АТ 2
0,8

;

S АТ 1, АТ 2

54
0,8
67,5МВА.

АТ1, АТ2 трансформатор ретінде түрі
таңдаймыз.

Т3 және Т4 трансформаторын таңдаймыз.

АТДЦТН-200000220110

SТ 3,Т 4

РТ 3,Т 4

ном.г.

;

S 3, 4

110
0,8
137,5 .

Т3, Т4 трансформатор ретінде түрі ТЦ-160000220 таңдаймыз.

3.3 кесте — Трансформаторлардың каталогтық берілгендері.

Түрі
Sном МВА
Шығын,кВт
Бағасы,cos

3.3 2-ші нұсқа үшін трансформатор таңдау

2-ші нұсқа үшін апатты режим
1) Жүктеменің қысқы максимумда 1-ші Т1 трансформаторын
ажыратамыз. Бұл жағдайда Т2 трасформаторынан өтетін қуаттың мөлшері:

РТ 2 РГ1, Г 2, Г 3 Р М Р10кВ 54МВт

(3.3)

Т2 күштік трансформаторының өтетін қуат, 54 МВт.

2) Г1 ажыратылады. Бұл жағдайда 110 кВ ТҚ-на жіберілетін қуат
келесідей болады:

Р110кВ Р10кВ РГ 2, Г 3 Р М 108 120 12 0МВт

Г1, Г2 және Г3 генераторларынан 110 кВ ТҚ-на қуат жіберілмейді. 110
кВ ТҚ-на жүктемеге электрэнергия жүйесінен АТ3, АТ4 трансформаторлар
арқылы 32,42=16,2 МВт қуат келеді.
3) ЖЭО-ғы 1-ші, 2-ші, 3-ші генераторлардың ең көп қуат беру режимі.
Жазда 10 кВ жүктемеде 75,6 МВт, ал 110 кВ ТҚ-да ең көп 32,4 МВт қуат
болады. Бұл жағдайда Т1, Т2 трансформаторларының жүктелуі келесідей
болады:

РТ 1,Т 2 (РГ1, Г 2, Г 3 Р10кВ Р М )
1
2
(144 75,6 15,84)
1
2
26,28МВт

2-ші нұсқа үшін күштік трансформаторды таңдаймыз.

SТ 1,Т 2

54
0,8

67,5МВА.

SТ 1,Т 2

РТ 1,Т 2
0,8

;

(3.4)

Т1, Т2, трансформатор ретінде түрі ТРДН-80000110 таңдаймыз.

АТ3 және АТ4 трансформаторын таңдаймыз.

мың
тенге

автотрансф
орматор
ТК
орамы
Рбж
Рқ
мың
тенге

автотрансф
орматор
ТК
орамы
Рбж
жк-ок
жк-тк
ок-тк
мың
тенге
АТДЦТН-
200000220110
200
100
105
430
340
310
1755
ТЦ-160000220
160
120
—
380
—
1644,5

S АТ 3, АТ 4

110
0,8

S АТ 3, АТ 4

137,5МВА.

Р АТ 3, АТ 4

ном.г.

;

(3.5)

АТ3, АТ4 трансформатор ретінде түрі
таңдаймыз.
АТДЦТН-250000220110

Станцияның географикалық орналасу ауданы — Орталық Қазақстан:
қыс — 200 тәулік, жаз — 165 тәулік, жылдық балама температурасы +100С.
Энергия шығынының меншікті құны 0,0115 ш.б.кВтсағ — деп қабылдаймыз.

3.4 кесте — Трансформаторлардың каталогтық берілгендері.

Екі нұсқаның трансформаторларының электр энергиясының жылдық
шығынын есептеу.
1-ші нұсқа үшін жылдық шығындар.
1-ші нұсқа үшін трансформатор түрі ТРДН-80000110
Әрбір трансформатордың болаттағы энергияның жылдық шығыны

Wб Рб..ж. 8760 120 8760 1051,2 103 кВт саг

Трансформатордың мыс орамындағы энергияның жылдық шығыны

WM

S

2
ном

PK T
cos 2

(PТР2 (0 8) к t (0 8) (18 24) к Д к PTP2 (8 18) к t (8 18) к Д к PТР2 (0 8) л t (0 8) (18 24) л Д л

PTP2 (8 18) л t (8 18) л Д л )
380
160 2 0,8 2
(83,5 2 14 200 99,5 2 10 200 68 2 14 165 78,32 2

10 165) 1378,831 10 3 кВт саг

Енді 1-ші нұсқа үшін трансформатор түрі АТДЦТН-200000220110.
Трансформатордың энергиясының жылдық шығыны

S ном S ном

2 2

S ном

2

(3.6) Түрі
Sном МВА
Шығын,кВт
Бағасы,
мың тенге
Түрі
автотранс
форматор
ТК
орамы
Рбж
Pқ
Бағасы,
мың тенге
Түрі
автотранс
форматор
ТК
орамы
Рбж
жк-ок
жк-тк
ок-тк
Бағасы,
мың тенге
АТДЦТН-
250000220110
200
125
120
500
410
400
2106
ТРДН-80000110
80
58
—
310
—
882
cos
S

S

W Pб.ж. Т Рк.т.жк. max .ж.к. ж.к. Рк.т.ок max .о.к. о.к. Рк.т.тк
S max .ж.к.
ж.тк. ;

мұндағы — максималды шығынның ұзақтығы,
(Литературу Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин, 396 бет, 5.6 сурет)
макусималды қуатты Т max пайдалану ұзақтығы.

Tm
P cp
Pmax

Tгод
27,54
32,4

8760 7446саг

6500саг

Шартты түрде ж о т

U U
U

220 110
220

0,5

P P
к тиiм к тиiм

Pк.жк 0,5 (430
340
2

310
0,5 2
) 275кВт

Pк.ок 0,5 (430
310
2

340
0,52
) 155кВт

Pк.тк 0,5 (
340
2

310
0,52
430) 1085кВт

2 2 2
W 105 8760 275 6500 155 6500 1085 6500
80 80 80
7916,874 10 3

1-ші нұсқа үшін трансформаторлардың барлық жылдық шығыны:

W WТЦ 160000 220 WАТДЦТН 200000 220 110 2 (1051,2 103 1378,831 103 ) 2 7916,874
20692,786 103 кВт саг

Жылдық эксплутациялық шығын:

И
Рa Р0
100
К W
6,4 2
100
10412 103 0,0115 20692,786 10 6 1112,57 мынтенг е жыл

2-ші нұсқа үшін жылдық шығындар.
2-ші нұсқа үшін трансформатор түрі ТД-80000110.
Трансформаторлардың болаттағы энергияның жылдық шығыны
Wб Рб..ж. 8760 58 8760 508080 103 кВт саг

Трансформаторлардың мыс орамындағы энергияның жылдық шығыныPк.т.ж.к. 0,5 (Pк.т.ж о к.2т.ж т к2.т.о т );
0,5
0,5
0,5
67,5
67,5
67,5

WM

S

2
ном

PK T

2

(PТР2 (0 8) к t (0 8) (18 24) к Д к PTP2 (8 18) к t (8 18) к Д к PТР2 (0 8) л t (0 8) (18 24) л Д л

PTP2 (8 18) л t (8 18) л Д л )
310
2

2
(14,312 14 200 27 2 10 200 17,82 2 14 165 26,28 2

10 165) 300 10 3 кВт саг

Енді 1-ші нұсқа үшін трансформатор түрі АТДЦТН-250000220110.
Трансформатордың энергиясының жылдық шығыны

S ном S ном

2 2

S ном

2

мұндағы — максималды шығынның ұзақтығы,
(Литературу Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин, 396 бет, 5.6 сурет)
макусималды қуатты Т max пайдалану ұзақтығы.

Tm
P cp
Pmax

Tгод
91,64
109,8

8760 7311саг

6250саг

Шартты түрде ж о т

к тиiм

U ж U о
U ж

220 110
220

0,5

P P

Pк.жк 0,5 (500
410
0,52

400
0,5 2
) 270кВт

P . 0,5 (500
400
2

410
0,5 2
) 270

P . 0,5 (
410
2

400
0,52
500) 1370

2 2
W 120 8760 270 6250 270 6250
125 125
2
3
125
2-ші нұсқа үшін трансформаторлардың барлық жылдық шығыны:
W WТЦ 80000 110 WАТДЦТН 250000 220 110 2 (508,08 103 300 103 ) 2 12651,311 103
26918 103 кВт саг

Жылдық эксплутациялық шығын: cos
80 0,8
S

S

W Pб.ж. Т Рк.т.жк. max .ж.к. ж.к. Рк.т.ок max .о.к. о.к. Рк.т.тк
S

max .ж.к. ж.тк. ;
P . . . . 0,5 (P . . .2 . 2. . );
0,5
0,5
123,5
123,5
123,5
1370 6250 12651,311 10 кВт саг

И

Рa Р0
100

К W

6,4 2
100

8602 103 0,0115 26918 10 6 1032,1мынтенг е жыл

3.5 кесте-

1-ші

және

2-ші

нұсқаларды

технико-экономикалық

салыстыру

Трансформаторлардың заводтық құнын есептеу құнына келтіру
үшін керекті орташа көрсеткіш коээфициенттер: мұндағы жоғарғы
кернеуі 220 кВ трансформатор үшін 160 МВА α=1,4, ал 160 МВА болса
онда α=1,4. Жоғарғы кернеуі 110 кВ трансформатор үшін 32 МВА α=1,7,
ал 32 МВА болса онда α=1,5.

3.6 кесте — Екі нұсқадағы барлық шығындарды салыстыру. Бөліктердің атауы
Бірліктің есептік
құны, мың тенге
1-нұсқа
2-нұсқа
Бөліктердің атауы
Бірліктің есептік
құны, мың тенге
Бірлік
саны,
дана
Қосынды,
мың тенге
бірлік
саны,
дана
Қосын
ды,
мың
тенге
1. Трансформатор
ТЦ-160000220
1,4∙5∙253=1771
2
3542
—
—
2. Трансформатор
АТДЦТН-
200000220110
1,3∙5∙270=1755
2
3510
—
—
3. 10 кВ ГТҚ-на ұйашық
5∙20=500
5
500
—
—
4. 110 кВ АТҚ-на
ұйашық

2
380
—
—
5. 220 кВ АТҚ-на
ұйашық

4
2480
—
—
6. Трансформатор
АТДЦТН-
250000220110

—
—
2
4212
7. Трансформатор
ТРДН-80000110

—
—
2
1890
8. 10 кВ ГТҚ-на ұйашық

—
—
5
500
9. 110 кВ АТҚ-на
ұйашық

—
—
4
760
10. 220 кВ АТҚ-на
ұйашық

—
—
2
1240
Барлығы:

10412

8602
Шығындар
1-нұсқа
2-нұсқа
1. Есептік қаржы салымы.
Қ., тенге
. 3
10412 10
. 3
8602 10

2. Амортизацияға шығару
U a U кк , тенге

0,084 . 10412.103 =
=874,6.103

0,084 . 8602.103=
=722,56.103

3. Энергия шығынының
құны, Uшығ, тенге
0,0115. 20692,786.103
=238.103
=

0,0115.26918.103=
=309,56.103

4. Минималды шығынды
келтіру
З min, тенге

0,12. 10412.103 +
+874,6.103 +238.103 =
=2362.103

0,12. 8602.103 +722,56.103 +

+309,56.103 =2064,4.103

мұндағы Ра+Ро=(6,4+2)%=8,4%;
0,12 — қаржы салымдарының тиімділігінің нормативті
коээфициенті.

Энергия шығынының құны:

.

1-ші және 2-ші

нұсқалардың шығындарының

арасындағы

айырмашылығы төмендегі өрнекпен анықталады

Зmin %

2362 2064,4 103 100% 14 5%
2064,4 103

Зmin 14% болғандықтан 2-ші нұсқа тиімді болып табылады.

3.4 Қысқа тұйықталу тоқтарын есептеу

Техникалық-экономикалық салыстыру нәтижесінен екінші нұсқаны
тандап алдық.
Қысқы тұйықталу тоғын есептеу бізге коммутациалық ақпараттарды
өшірушілік қабілеттілігімен, өткізгіштерді тексеру және ақпараттарды
термиялық және динамикалық беріктілікке есептейді
Қысқа тұйықталу тоғын келесі сатылармен есептеуге болады
1) Кедергілердің алмастыру сұлбасындағы элементтерін есептеу.
2) Энергожүйедегі алмастыру сұлбансын орнату (барлық трансфор-
маторлар, генераторлар, кедергі реттінде көрсетіледі).
3) Тұйықталған тоққа қатысты сұлбаны жинаймыз.
4) Қысқа тұйықталу бастапқы апериодикалық құраушыны есептеу.
5) Қысқа тұйықталу бастапқы апериодикалық құраушыны есептеу мен
квадраттық импульс тоғын есептеу.
Әр элементтердің кедергілерінің алмастыру сұлбасын есептеп
көрсетеміз.U шыг W , 0,0115 ш.б.кВт сағ

Базалық қуаты 1000 МВА — ге тең деп аламыз.
Есепті салыстырмалы бірлік бойынша шығарылады.

Базалық қуат кезінде Sб 1000 МВА жүйенің кедергісін анықтаймыз.
Г1, Г2, Г3 генераторларының кедергісі:

x1 x2 x3 xd

S б
S HOM

0,195

1000
75

2,6ш.б.;

Г4, Г5 генераторларының кедергісі:

x4 x5 xd

S б
S HOM

0,189

1000
137,5

1,37ш.б.;

АТ3, АТ4 автотрансформаторларының кедергісін анықтау:
Х тж 0,5 (U кж о % U кж т % U ко т %) 0,5 (11 32 20) 11,5% ,

Х то 0,5 (U кж о % U ко т % U кж т %) 0,5 (11 20 32) 0,25% … жалғасы