Электрэнергия шығыны | Скачать Дипломдық жұмыс

9

10

11

Аңдатпа

Бұл диплом жұмысымда Талғар ТЭЖ электр энергиясының шығынын

төмендету, 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 Талғар 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.

Аннотация

В выпускной работе рассмотрены вопросы расчета, анализа и
нормирование потерь в электрических сетях Талгарские ЭС. 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 Талгарские ЭС и проведены расчеты по
определению пожарной безопасности и необходимого объема освещения на
ПС.

Abstract

In the final work the issues of calculation, analysis and valuation of losses in
electric networks «Talgar ES». Calculations to determine the technical losses in
electric networks. Calculations on optimization of the program carried out using
raster. In the economy of the investment program is designed to reduce losses,
which as the most effective measures adopted setting (SBR). The economic effect is
determined based on a calculation of the total revenue from the energy savings in
reducing losses. In the health and safety was examined injuries in electric networks
«Talgar ES» and the calculations to determine the fire safety and the required
amount of lighting at the substations.

12

Мазмұны

Кіріспе … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … .
1 Электрэнергияны жеткізіп беру мен тарату кезіндегі технологиялық
шығындар … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … .
1.1 Шығын құрылымы … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …
1.2 Есепеу тәсілдері мен техникалық шығынның талдаулары … … … … … …
1.2.1 Электр тораптарында техникалық электрэнергия шығынын есептеу
тәсілдері … … … … … … .. … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … .
1.2.2 110-500 кВ электр тораптарындағы шығынды есептеу тәсілдері … … ..
1.3 Шығынды азайту бойынша негізгі шаралар … … … … … … … … … … … …
2. Талғар ТЭЖ электр тораптарындағы электрэнергияның техникалық
шығынның деңгейіне талдаулар және есептеулер … … … … … … . … … … … …
2.1 Талғар ТЭЖ электр тораптары туралы негізгі мәліметтер … … … … … …
2.2 Торап телімін таңдау мен торап режімінің параметрлерін анықтау … …
2.3 2014 жылға Талғар ТЭЖ -дің режімін есептеудің нәтижелерін
сараптау … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …
2.4 2014 жылға электрэнергия шығынын есептеу және талдау … … … … … …
2.5 Ағын таралуының құрылымдық-баланстық моделі … … … … … … … . … …
2.6 АЖК тораптарында электрэнергия шығынының нормативтік
сипаттамасын (ЭШНС) есептеу … … … … … … … … … … … … … … … … … … …
3 АЖК электр тораптарындағы энергия шығынын азайту бойынша
шаралар … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..
3.1 Реактивті қуат және кернеу бойынша режімді оңтайландыру … … … … …
3.2 10-110 кВ тораптың қосылу жерін оңтайландыру … … … … … … … … … …
3.3 Трансформатордың трансформация коэффициентін өзгерту арқылы
тораптың кернеуін реттеу … … … … … … … . … … … … … … … … … … … … … …
3.4 Торапты оңтайландырып ажырату арқылы шығынды азайту … … … … …
3.5 Екі трансформаторлы қосалқы стансадағы маусымдық шаралар … … … .
3.6 Тарату тораптарындағы электрэнергияны есепке алу жүйелерін
дамыту бойынша ұйымдастыру шаралары … … … … … … … … … … … … … … .
4 талғар ТЭЖ электр тораптарында электрэнерия шығынын азайту
бойынша инвестициялық бағдар-ламаны іске асыру … … … … … … … .. … … .
4.1 Жобаның мазмұны … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..
4.2 Инвестициялық жобаны іске асыруға кететін шығындар … … … … … … .
4.3 Жұмысшылардың саны және жалақы қоры … … … … … … … … … … … … ..
4.4 Инвестицияның экономикалық тиімділігін анықтау … … … … … … … … ..
5 Диспетчерлік пунктерде өрт қауіпсіздігі және жасанды жарық-
тандырумен қамтамасыз ету … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … .
5.1 Жұмыс шартын талдау … … … … … … … . … … … … … … … … … … … … … …
5.2 Өрт қауіпсіздігі … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..
5.3 ОДҚ диспетчерлік пунк бөлмесінің жасанды жарықтану есебі … … … …
Қолданылған әдебиеттер … … … … … … . … … … … … … … … … … … … … … … .
Қосымша … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..

13

7

10
10
23

23
23
30

34
34
34

41
42
43

45

47
50
52

56
57
60

63

66
66
68
70
71

77
77
77
83
87
88

Кіріспе

Бітіру жұмысының мақсаты: Электр тораптарында шығынды азайту
бойынша шаралар жүргізу.
Бітіру жұмысында электр тораптарындағы шығындарды есептеу және
талдау сұрақтары және электр энергия шығынын азайту мақсатында кернеу
режімі мен реактивті қуат бойынша оңтайландыру қарастырылды.
Бітіру жұмысының негізгі бөлімінде АҚ АЖК ОЭТ электр тораптары
бойынша негізгі мәліметтер және 2014 жылдың берілгендері бойынша
техникалық шығын есебі мен шығын құрылымы келтірілген. Электр
тораптарында техникалық шығынды анықтау бойынша есептер жүргізілді.
Режімдерді оңтайландырудың барлық есептері RASTR Win бағдарламасын
қолдану арқылы іске асырылды.
Экономика бөлімінде шығынды азайту бойынша инвестициялық
бағдарлама қарастырылды, онда ең қолайлы шара электр энергия шығынын
коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйесін енгізу болып
табылады.
Өмір тіршілік қауіпсіздігі бөлімінде диспетчерлік бөлменің өрт
қауіпсіздігі, жасанды жарықтандыруы және қорғаныс аймағының сұлбасын
анықтау есебі орындалған.
110-220 кВ АҚ АЖК электр тораптары бойынша толық мәлімет
көрсетілген, сұлбада үлкен электр энергия көздері Кап.СЭС, ЖЭС2, ЖЭС3
болып табылса, ал үлкен электр энергия тұтынушы ҚС-ға АХБК, Г-Гигант,
Кап СЭС, Куртинская, Шелек жатады. Мұндағы барлық 110кВ торап жабық
сұлба бойынша жұмыс істейді.
Осы берілген сұлба бойынша 2014 жылғы электр энергиямен тұтыну
берілгендері бойынша 110-220 кВ есептік сұлба орындалған. Мұнда қысқы
максимум және жазғы минимум режімдері көрсетілген. Қысқы максимум
кернеу режімі 220 кВ Алматы 500 стансасында 225 кВ, Роботта 226 кВ өскен,
ал жазғы минимум режімінде кернеу деңгейі Алматы 500 стансасында 220 дан
227 кВ Роботта 220дан 226 кВ ауытқу болды. Бұл кезде шығындарды айта
кетсек, қысқы максимум кезінде 110 кВ 2,96 МВт, 220 кВ 3,58 МВт, жазғы
минимум режімінде 110 кВ 1,96 МВт, 220 кВ 3,58 МВт құрайды. Бұл
есептеулер RASTR WIN бағдарламасында жасалды.
АҚ АЖК-ның 2014 жылғы нормативтік кестесі бойынша есептеулер
нәтижесі көрсетілген. Электр энергиямен тұтынудың структуралық-баланстық
моделі және дөңгелек диаграмма орындалған. Дөңгелек диаграмма бойынша
шығындардың құрылымы пайыз түрінде айқын көрсетілген, мұнда жүктем
шығыны 81%, бос жүріс шығыны 12% , өзіндік мұқтаждық шығыны 3% және
тәж бен реактордағы шығын 1% құрайды. Сұлбалар бойынша 220-110-35 кВ
кернеу деңгейіне қарай тұрақты және айнымалы шығындар көретілген.
Барлық торап бойынша қосынды шығын 1150.61 ГВтч құрайды, ол пайыздық

14

көрсеткіште жіберілген электр энергиясының 19.26% болады. Шығынды
азайту мақсатында есептеулер көреілген.
1 шара Жүктеме үстінде кернеуді реттегіші арқылы кернеуді реттеу. Ол
62А ҚС, ЖЭС2ш, ҚС-7 және ЖЭС3 орындалды. Нәтижесінде 220-110 кВ
төмендеткіш трансформатордың трансформация коэффициенттерін өзгерту
кезінде қуат шығыны мен трансформация коэффициентінің тәуелділік
графигінен көріп тұрғандай ең оңтайлысы Ктр= 0.43 95220 және 1106
төмендеткіш трансформаторы бар ЖЭС3 ҚС-ның оңтайлы трансформация
коэффициенті Ктр=0.052 5,72110 болды. Ол кернеудің сәйкес келеді .
2 шара ЖЭС2 — ЖЭС3 ҚС арасында шунттаушы байланыс бойынша
ажырату көрсетілген. Бстапқы режімде шығындар ∆Р=0,151 МВт құраса, енді
13 тармақ ажыратылғанда ∆Р=0,310 МВт, ал 34 тармағы ажыртылғанда
∆Р=0,081 МВт, егер біз 42 тармағын ажыратсақ онда ∆Р=0,160 МВт шығын
құрайтынын көреміз. Енді талдау жасайтын болсақ, қуаттың минимум
шығындары критериі бойынша тораптың оңтайлы ажырау тармағы 34 болып
табылады.
Қорытындылай келгенде АЖК ОЭТ торабында шығындардың пайыздық
көрсеткіші біршама жоғары болғандықта, шығындарды азайту бойынша
шаралардың ішінде осы екі шараны үшін ұсынамын. Бұл екі шара да
капиталдық шығынды қжет етпейтін шара болып табылады, сндықтан ең
қолайлысы деп ойлаймын.

15

1

Электрэнергияны

жеткізіп

беру

мен

тарату

кезіндегі

технологиялық шығындар

1.1 Шығын құрылымы

Электрэнергия бірден-бір жалғыз өнім түрі, оны тасымалдау кезінде
оның белгілі бөлігі шығынға кетеді, бұл жерде тек нақты шығындарды
оңтайландырылған деңгейін анықтап және сол деңгейде ұстап тұру қажет. Ең
дұрыс термин электр жүйесі бойынша электрэнергияны жеткізіп беруге
кететін технологиялық шығын, бірақ есептеулерде қысқартып үйренген
электрэнергия шығыны термині қолданылады. Энергожүйедегі электр
жүйесі бойынша электрэнергияны жеткізіп беруге кететін технологиялық
шығын деңгейі бірінші кезекте электр жүйенің дамуына жұмсалатын
капиталдық салымдарның көлемімен анықталады және энергожүйенің
сұлбасы мен режімі өзгерсе өзгереді.
Шығындардың құраушыларын әртүрлі критерий бойынша бөледі:
шығынның сипатына қарай (тұрақты, айнымалы), кернеу классы бойынша,
элементтер тобына және т.б. болды. Шығынды нормалау үшін электрэнергия
шығынының құрылымын іріленген құрылымын қолданған жөн, оның
физикалық шығуы мен мөлшерлік шамасы анықталу тәсіліне қарай шығындар
құраушыларға бөлінген. Осы критерииден шаға отырып шығындарды
келесідей құраушыларға бөлеміз:
Нақты (есептік) шығындар — жүйеге келген және жүйеден жіберілген
электрэнергияның айырмасы, ол тарату жүйесінің (ОЭТ, РЭС) кірісіне және
жіберілгендегі жүйе шығысында (тұтынушыда) орнатылған санауыш
құрылғылардың көрсетуімен анықталады.
Техникалық шығындар — электр торабы арқылы электр энергияны
жеткізіп беру, тарату кезінде болатын, сымдар мен электрқондырғылардағы
физикалық процеспен болатын шығындар. Техникалық шығынның өлшемі
тораптың режимі мен параметрлеріне, жүктеме тоғының шамасына және оның
фаза бойынша біртекті таралуына тәуелді. Техникалық шығын есептік жолмен
анықталады.
Өзіндік мұқтаждыққа кететін электрэнергия шығыны — ол қосалқы
стансаның технологиялық құрылғыларының жұмысын және қызмет ету
қызметкерінің өмір сүруін қамтамасыз етуге кететін электрэнергия шығыны.
Коммерциялық шығындар — бұл шығындар электрэнергияны ұрлаудан
болады, санауыштың көрсетуі электрэнергияға төлеу кезінде сәйкес келмеуі
және электрэнергияны тұтынудағы бақылауды ұйымдастыру аймағындағы
басқа да себептерге байланысты.

Метрологиялық шығындар
қателіктерінен болған шығындар.
—
өлшеу кезіндегі инструменттердің

Шығынның нормативтік өлшемі
—
электр торабындағы

электрэнергияны жеткізіп беру мен тарату кезіндегі шығын өлшемінің

16

оңтайландыру негізіндегі мәні. Ол аналитикалық-есептік, статикалық-
ықтималдық және эксперименталды тәсілмен анықталады.
Асқын нормативтік шығын — нақты және нормативтік шығынның
арасындағы айырмасы. Казіргі кезде асқын нормативті шығынды техникалық,
коммерциялық және метрологиялық шығын құрайды.
Электр жүйедегі энергия шығындарын талдау жеңіл болу үшін
келесідей бөлінеді:
— Энергожүйенің оңтайландырылған жұмыс режимі шарты бойынша
технологиялық керекті энергия шығыны
— Оңтайландырылған технологиялық шығындар

—
Оңтайландырылған режимнен ауытқығанда болатын қосымша

технологиялық шығындар.
Энергия шығынын мөлшерлік талдау негізгі әсер ететін келесі
факторларға тәуелді болғанда орындалады:
— Электр тасымалдау желісін жүктеу;
— Айырбас қуат ағыны;
— Реактивті қуат ағынындағы қарымталау дәрежесі;
— Режимнің оңтайландырылғанға жақын дәрежесі;
— Торап режимін автоматтандыру деңгейі.

Нақты (есептік)
шығынды
электрстансаның шинасынан желіге

жіберілген
Wж.ж
электрэнергия мен тұтынушылармен төленген
Wт..т.

электрэнергия сомасымен және энергожүйенің өндірістік мұқтаждығына
кеткен шығынның Wu. м. айырмасы арқылы анықтаймыз.

W Wж.ж. (Wт.т. Wө.м. )

(1.1)

Бұдан келесі шығады, яғни W шамасы өзіне тек тораптың техникалық
жағдайын және оның жұмыс режимін сипаттайтын техникалық шығынды WТ
ғана қоспайды, сонымен қатар оның құраушылары нақты анықталмаған бөлік
айырмасын да қосады. Бұл бөлікті белгілеу үшін коммерциялық шығындар
термині қолданылады.

Техникалық шығынның
WТ
нақты мәні тек есептік жолмен

анықталады. Техникалық шығын белгілі болған жағдайда коммерциялық
шығын келесі формуламен анықталады:

Wк W WТ

(1.2)

Экономикалық негізделген (оңтайландырылған) техникалық шығын
WТ .О , ол нақты мәні WТ мен шығынның төмендеуі W0 , яғни барлық
шараларды енгізу есебінен қол жеткізуге болатын шығын арасындағы айырма,
бұл шығын кем дегенде 8,3 жылда төленеді.

WТ .О WТ Wо

17

(1.3)

Оңтайланған шығындар WТ .О бір рет анықтап белгілі мақсаттарда
қолдана беретін тұрақты шама болып табылмайды. Сондықтан
оңтайландырылған шығындар келесі мәндер ретінде көрсетіледі, олардың
әрқайсысы өзінің есептік кезеңіне сәйкес болады. Бұл рет жүктеме мен
сұлбасы туралы деректерді айқындау шамасы бойынша түзетілу қажет.
Энергия шығынын тұрақты және айнымалы деп бөледі.
Тұрақты шығындарға торап элементінің жүктемесі өзгергенде жайлап
өзгеретін және бұл өзгерісті есепке алмауға болатын шығындар жатады.
Айнымалы шығындар — бұл шығындардың бөлігі, ол элемент
жүктемесіне тәуелді. Шығын кернеу деңгейіне қарай таратылады:

1.1 кесте — Кернеу деңгейіне қарай шығындардың өзгеруі

Техникалық шығыны жоғары болатын нақты элементтерді және
электрэнергиясын жеткіліксіз есепке алуының нақты жерін табу, энергия
шығынын талдаудың соңғы мақсаты болып табылады.
Шығынның жүйе аралық ағындардан тәуелді болғанда энергия
шығынын талдау есебі оңай болады. Әрбір электрстанса, аймақ және толық
энергожүйе бойынша энергия балансын құру талдаудың негізгі формасы
болып табылады.
Ақпарат қаншалықты толық және есептеу әдісі дәл болса, соншалық
техникалық және коммерциялық шығындарға дұрыс бөле аламыз, жұмыс
бағытын және сол телімге жауапты бөлімшелерді дұрыс анықтаймыз. Барлық
шығындардың айқын құрылымын 1.1- суретте көрсетілген.
Электрэнергиясының техникалық шығындар
Техникалық шығын құрылымы келесі құраушылардан тұрады:
— желідегі, күштік трансформатордағы және автотрансформатордағы
жүктемелі шығындар WЖ ;

—
трансформатордағы және автотрансформатордағы бос жүріс

шығындары Wб.ж. ;
— әуе желісіндегі тәжге кеткен шығындар Wтғж ;
— стансаның өзіндік мұқтаждықтарға кететін Wu. м. ;
— қарымталауыш құрылғыларға — статикалық конденсатор батареясында
(СКБ), синхронды компенсаторда (СК), СК режимінде жұмыс істейтін
генераторда, статикалық тиристорлы компенсаторда (СТК) WСК
— қосалқы станса реакторындағы шығындар WР ;

18 Кернеу деңгейі, кВ
Айнымалы
шығындар, %
Тұрақты
шығындар,%
Шығындардың
қосындысы,%
1150-500
40-50
50-60
2-3
220-110
50-70
30-40
3-4
Барлығы:
40-50
50-60
6-7

— өлшеуіш ток пен кернеу трансформаторында және олардың екінші
тізбегіндегі, электрэнергия санауыштарындағы шығындар Wu.т. .
Шығын құрылымына (1.1 — сурет) сәйкес жүктеме шығындарына
желідегі және күштік трансформатордағы шығындардан басқа, өлшеуіш ток
трансфораторындағы, жоғары жиілікті қоршауларда (ЖЖҚ) ЖЖ-байланыс
және ток шектеуіш реакторлардағы шығындар жатады. Бұл барлық
элементтер желіге тарамдалып қосылады, яғни тізбектей, сондықтан
шығындар бойынан өтетін қуатқа тәуелді. Осы элементтердегі шығындар
жалпы шығынның кішкене бөлігін құрайды, бірақта оның есептеу жеңілдігі
шығын қосындысының мәнін есептеуге негізделген.

Ток трансформаторындағы шығындар.
ТТ және оның екінші

тізбегіндегі активті қуаттың шығындары келесі үш құраушыдан тұрады:
бірінші 1 және екінші 2 орамаларындағы шығындар және екінші тізбек
жүктемесіндегі 2 Ж шығын.
Номиналды токта егер кернеуі 6-35 кВ болса, бір ТТ-ның бірінші
орамадағы активті қуат шығыны 40 Вт, ал кернеуі 110 кВ және одан жоғары
болатын ТТ-да 100 Вт құрайды.
ТТ-ның екінші орамындағы активті қуат шығыны номинал токта кез
келген кернеу үшін 6 Вт шамасын құрайды. Әрбір кернеуі 6-35 кВ ТТ-да екі
екінші орамасы бар, ал 110 кВ және одан жоғары кернеулі ТТ-да төрт орама
болады.
Екінші тізбектегі нормаланған мәндері көбіне барлық ТТ-ның негізгі
бөлігін құрайтын, кернеуі 10 кВ және номинал тогы ТТ 2000 А-тан аз
болатын ТТ пайдаланатын торопта (ТТ бірінші тобы) 10 BA дәлдік классы
КТТ 0,5 және 15 ВА болса 1,0 құрайды.
Екінші тізбектегі жүктеме мәнінің нормаланған мәні кернеуі 10 кВ және
номинал тогы 2000 А және одан жоғары болатын ТТ үшін және кернеуі 35 кВ
(ТТ екінші тобы) ТТ үшін бұл мәндер екі есе көп, ал кернеуі 110 кВ және
жоғары (ТТ үшінші тобы) болатын ТТ үшін үш есе көп. Бұл берілгендер
келесі түрде жақсы көрсетілген 15NТОП КТТ , мұндағы N ТОП — топ нөмірі.
Екінші тізбектегі жүктеменің активтік құраушысы жүктеменің қуат
коэффициентіне тәуелді. Біркелкі мәні соs 2 0,5 тең.
6-35 кВ тораптарда (нейтралы тиімсіз жерлендірілген бейтараптамасы
бар торапта) бір жалғанғанда екі ТТ, ал 110 кВ және одан жоғары тораптарда
(тікелей жерлендірілген бейтараптамасы бар торапта) — үш ТТ орнатылады.

19

Есептік шығындар

Қосалқы стан-

Электр-

Коммер-

Техникалық шығындар
саның өзіндік
мұқтаждығына
және мұздақ
энергияны
есепке
алмау
циялық
шығын-
дар

ерітуге кеткен
шығындары
Резервті анықтау механизмі

Жүкте-
мелік

Бос
жүріс

Ауа
райылық

24 түрлі
электр-
қабыл-

ТТ, КТ
және
санауыш

Пайдалы
жіберу-
дің

дағышта
р
-тың
жұмыс
есептеу
тәсілдері

Желіде,
Күштік
трансфор-
маторда,
ТТ-да
жоғары
жиілікті
қорғаушы-
ларда,
токшек-

Күштік
трансфор-
маторда,
қарымта-
лауыш
құрылғыларда
КТ, сана-уыш
пен ЖЖ-
байла-ныс
құрылғылар

Тәжге
ӘЖ
оқшау
лама-
сы
бойы-
нан
жылы
стау
тоғы
режімі
Энергия
тұтыну-
ды
бақылау
Елдің

сатып
ала алу
қабілеті

теуіш
реакторда
кабель желі-
сінің оқшау-
ламасында

Сұлба мен режімдерді оңтайландыру

Норма-

Рұқсатты

Автоматты басқару
Жабдықты ауыстыру
тивтік
шығын
есебі
есепке
алуды
есептеу
Эксперт-
тік баға

1.1 сурет — Электрэнергия шығынының айқын құрылымы

Айтқанның барлығын қоса келсек, бірге

жалғанған

ТТ-ның

электрэнергия шығынын келесі жалпы формуламен көрсетуге болады, есептік
кезең ұзақтығы Д, күн:

2
WTT a b KTT TTэTэ 24 Д10 6

20

(1.4)

мұндағы TTэкв — ТТ-ның ток жүктемесіне балама коэффициенті;
2

a, b — ТТ-дағы меншікті қуат шығынына және оның
екінші тізбегіндегі pTT тәуелді коэффициенттер.
pTT мәні келесідей болады:
ТТ бірінші тобы үшін —
pTT 2 40 2 6 0,5 15 KTT 104 30 KTT ,

ТТ екінші тобы үшін —
pTT 2 40 2 6 0,5 30 KTT 104 60 KTT ,

ТТ үшінші тобы үшін —
pTT 3100 4 6 0,5 45 KTT 372 270 KTT .

Мысал 2.1 Кернеуі 10 кВ, номинал тогы 1000 A ( NТОП 1) және кернеуі
110 кВ ( NТОП 3), КТТ 0,5 және ТТэкв 0,5 болатын ТТ қаңтар ( Д 31) айына
электрэнергия шығынын есептеу.
Шешуі: Келесі (2.19) формуламен анықтаймыз:
кернеуі 10 кВ ТТ үшін

WTT (104 30 0,5)0,52 24 31 10 6 0,023мыңкВт сағ,

кернеуі 110 кВ ТТ үшін

WTT (372 270 0,5)0,52 24 31 10 6 0,104мыңкВт сағ

Бос жүріс кезіндегі электрэнергия шығыны
Күштік трансформатордағы бос жүріс кезіндегі электрэнергия шығыны

белгілі паспорттық берілгендерден қуат шығынына
анықталады:

Wб.ж. 24 Д Рб.ж.10 3
Рб.ж.
негізделіп

(1.5)

Қарымталауыш

құрылғылардағы шығындар құрылғы түріне

байланысты болады. Шунттаушы реактордағы шығындар реактордағы белгілі
қуат шығынына негізделіп, формула бойынша анықталады (1.5). Оларды
паспортта бос жүріс шығыны деп атамайды, тек реактордағы шығындар деп
атайды, бірақта бұл шығындар трансформатордағы шығындармен Рб.ж.
бірдей.

21

Конденсатор батареясында шығындар белгілі меншікті қуат шығынына
р БК , кВтквар негізделіп анықталады:

WКБ рБКWQКБ

(1.6)

мұндағы WQКБ — есептелген кезеңдегі конденсатор батареясының
өндірген реактивті энергия;
рБК 0,003 — меншікті қуат шығыны.
Статикалық тиристорлық компенсатордағы шығындар осы формуламен
анықталады. Тиристорлық компенсаторда, ережеге сай, жеке құрылымға ие
болады, сондықтан меншікті шығындар нақты компенсаторда паспорттық
берілгендерге негізделіп анықталады.
Синхронды компенсатордағы (СК) шығындар теория жүзінде бос жүріс
шығындарына толық жатқызуға болмайды, өйткені кез-келген электр
машинасындағы шығында жүктемелік құраушысы да бар (сол сияқты
трансформаторда да). Бірақ шығынның құраушысы торап жүктемесіне тәуелді
болмағандықтан, ол СК өзінің жүктемесіне тәуелді, соңғы тұжырым тораптың
жүктемесіне тікелей байланысы болмайды, СК толықтай шығындарын
шартты-тұрақты шығындарға жатқызады.
Оларды есептеу үшін формула түрі келесідей:

2

k з 2k з2

3

(1.7)

мұндағы Рном — номинал жүктемедегі СК шығындары,
Т СК — есетелген кезеңге СК жұмыс уақыты (ол 24 Д аз болуы
мүмкін),

k max
Qmax
Qном
— СК максималды жүктелу коэффициент,

d б.ж. — Рном кезіндегі бос жүріс шығын бөлігі.

d б.ж. мәні қолданылатын СК үшін 0,3-0,5 В диапазонында болады, есепте
орташа 0,4 мәні қолдануға болады.
СК реактивтік жүктеме графигінің толтыру коэффициенті Т СК уақыт
аралығында СК өндірген реактивті энергиясы WQCK арқылы анықталады.

k з

WQCK
Qmax TCK

(1.8)

Солай бола тұра, WQCK тұтынылған және желіге берілген реактивті
энергия қосындысымен анықталады.

22 Wcк PномТ ск d б.ж. (1 d б.ж. )k max

СК типтік қуаттары үшін S CK келесі кестеде Рном мәндері берілген:

1.2 кесте — S CK сәйкес Рном мәндерінің кестесі

Кейде СК орнына тиімсіз стансаның ескі генераторлары, негізгі
тағайындау бойынша қандай да бір кезеңде қолданылмайтын, жұмыстан
шығарылған (турбинасыз турбогенераторлар) немесе істеп тұрған станса
генераторлары қолданылады. Соңғысының шығыны турбинаның жұмыс
режіміне тәуелді, ол торап жүктемесінен емес, СК өзінің жүктемесіне тәуелді.
Төменде СК режіміне келтірілген, генереторлардың әртүрлі жұмыс
режіміне, шығынның ұлғаю коэффициенттері берілген, осындай қуаттағы СК
шығынымен салыстырған:
Турбогенератор:

трубиналарсыз
трубинамен, бумен желдетілетін
бос жүрісте турбинамен
Гидрогенератор:
жабық бағытталған аппарат кезінде турбинмен
бос жүрістегі трубинамен
1,8
3,9
10,7

2,9
10,7

Кернеу трансформатордағы, тура жалғанатын санауыштардағы және
ЖЖ-байланыс құрылғыларындағы шығындар.
Кернеу трансформаторы бос жүріс режиміне жақын режимде жұмыс
істейді. КТ-дағы активті қуат шығындары КТ өзіндегі және оның екінші
жүктемесіндегі шығындарынан тұрады:

РКТ Р1КТ Р2 КТ ,

(1.9)

КТ-ның өзіндегі шығындар Р1КТ негізінен трансформатордағы болат
магнитөткізгіштегі шығынынан тұрады. Бір фаза үшін номинал кернеу кезінде
номинал кернеу өскен сайын желінің номинал кернеуге жақын мәнге дейін
өседі.
Кернеу 10 кВ болатын ТТ үшін 10 Вт шамасын құрайды, 110 кВ — 110 Вт
жуық болады. КТ тізбегіндеі екінші жүктемені нормалағанда, сонымен қатар
S Ж 2 ТТ-ның номинал кернеуіне және оның дәлдік классына К КТ тәуелді.
Кернеуі 20 кВ және одан төмен болатын КТ үшін дәлдік класынан
тәуелділік сызықтық сипатта болады:

S Ж 2 sж2 К КТ

23

(1.10) S CK , МВА
5
7,5
10
15
30
50
100
160
320
Рном , МВт
0,15
0,2
0,25
0,36
0,58
0,8
1,35
1,75
3,8
Рном , %
3
2,7
2,5
2,4
1,9
1,6
1,4
1,1
1,2

мұндағы s ж 2 — дәлдік класы 1,0 тең КТ нормаланған жүктемесі.
Жоғары кернеулі КТ үшін

S 2 sж 2 К КТ

(1.11)

cos

мәні релелік қорғаныс пен электр энергия санауышының

параметрлеріне тәуелді. Электромагниттік реле мен индукциондық санауыш
қолданған жағдайда орташа мәнге cos 0,5 тең болады және оның номинал
жүктелуі кезінде, КТ жалғанатын құрылғылар қоректенетін активті қуат
pж2 0,5sж 2 болады. Әртүрлі КТ үшін pж 2 мәні төменде келтірілген.

1.3 кесте — КТ үшін pж 2 мәнінің кестесі

Іс жүзінде КТ екінші тізбегі жиі жүктеледі, сондықтан көрсетілген
мәндерді КТ-ның екінші тізбектегі 2 КТ жүктелу коэффициенті көбейтіледі.
Айтылғанды есепке ала отырып, КТ-дағы электрэнергия шығының
қосындысы және екінші тізбектегі жүктеме келесі формуламен анықталады,
мың кВт·сағ:
кернеуі 20 кВ және одан төмен КТ үшін

WКТ (U 2КТ pH 2 K КТ )24 Д 10 6

кернеуі 20 кВ жоғары КТ үшін

WКТ (U 2TH pH 2 K КT )24 Д 10 6

(1.12)

(1.13)

Мысалы 2.4. КТ-дағы қаңтар айына электрэнергия шығынын есепте. 10
және 110 кВ кернеудегі торапта бір фазада орнатылған, оның
коэффициенттері К КТ 0,5 және 2TH 1,5 тең.
Шешуі: Бұл (1.12) және (1.13) формулалар бойынша анықталады:

WKT10 (10 1,5 40 0,5)24 31 10 6 0,03 мың кВт·сағ,

WKT110 (110 1,5 300 0,5)24 31 10 6 0,32 мың кВт·сағ.

Жоғарғы жиілікті байланысқа жалғанған құрылғылар негізінде үздіксіз
тұтыну режимінде жұмыс істейді, сондықтан олардағы шығындар орташа қуат
шығындары арқылы анықтауға болады.

24 UТГ , кВ
6-10
20-35
110
220
330
500
p ж 2 , Вт
40
60
300
300
225
225

Өлшеуіш трансформаторлары (ӨТ) арқылы жұмыс істейтін, үш фазалы
санауыштар — екінші тізбектегі элементтер болып табылады, сондықтан ӨТ-
дағы шығынды есептегенде олардағы шығындар да ескеріледі. Тура
қосылатын санауыштағы (индукционды, электронды) қуат шығыны кернеу
тізбегінде орташа 3 Вт құрайды. Бір фазалы санауышта бір кернеу тізбегі
болады. Үш фазалы санауышта тізбек саны жалғану сұлбасымен анықталады.
Мысалы, Аронның сұлбасын қолдансақ мұндай екі тізбек бар. Бір фазалы
санауышты көбіне тұрмыс абоненттерге орнатылады. Есептеудің оңайлығына
қарай бұл шығындарды баланста ұстау қажет.
Кабель желілерінің оқшауламасындағы шығындары келесі формуламен
анықталады:

Wкаб 24 ДbcU 2tg Lкаб

мұндағы bc — кабельдің сиымдылықты өткізгіші, Симкм;
U — кернеу, кВ;
Lка б — кабель ұзындығы, км;
tg — диэлектрлік шығынның тангенс бұрышы, ол келесі
формуламен анықталады:

tg (0,003 0,0002Tсл )(1 аТ Т сл )

(1.14)

(1.15)

мұндағы Т — кабельді пайдаланған жыл саны.
Формуламен (1.15) анықталған коэффициент мәні келесіден
алынған.
XX ғасырдың 60-шы жылдарының басында жасалған кабельдер үшін
диэлектрлік шығынның тангенс бұрышы орташа 0,011 құрайды. Қазіргі
уақыттың кабельдерінің бұл көрсеткіші 0,003 құрайды. Технологияның
өркендеуіне байланысты оқшаулама материалдардың біртіндеп сапасының
жақсаруын сызықтық тәуелділікпен қараса, онда осы 40 жыл ішінде
диэлектрлік тангенс бұрыштың азаюы 0,008, ол келесіге 0,0002 бірл.жыл
сәйкес. Бірінші жақшадан көретініміз, кабельдің қызмет ету мерзімі ұлғайған
сайын, ол соншалық төмен оқшаулама сипаттамаларымен жасалған. Сонымен
қатар, пайдалану мерзімінде оқшаулама ескіреді. Осыған байланысты
диэлектрлік тангенс бұрыштың шығынын екінші жақша көрсетеді. Бар
берілгендерге сай ескіру коэффициенті аТ 0,05 тең.
Кабельдің сиымдылықты өткізгіштік мәні әртүрлі қимасы мен кернеуі
үшін төменде 1.4 кестеде келтірілген.
Электрэнергияның коммерциялық шығындары
Коммерциялық шығындар екі негізгі болу себебі бар, олар біріншісі
тұтынушылардың электрэнергияны ұрлауы, екіншісі тұтыну мен төлемге
бақылауды ұйымдастырудың жеткіліксіз болуы. Бұл шығындар жалпы

25

шығындардың жөндеп құрылмаған бөлігін құрайды, өйткені негізінен
әлеуметтік және ұйымдастыру факторларымен анықталады.

1.4 кесте — Кабельдердің сиымдылықты өткізгіштігі, Симкм-10-6

Коммерциялық шығындардың шамасын анықтайтын

негізгі үш

факторды бөліп көрсету керек. Коммерциялық шығындарға пайдалы жіберуді
анықтау тәсілдерінің ықпал етуі келесіден тұрады, кейбір бөліктерін санауыш
көрсетуінсіз, есептік жолмен, банктік операциялардан кеткен қателер және
басқа себептермен анықтау. Бір мезгілдегі санауыштың көрсетуін алу ай
сайынғы шығын мәнін ауытқытады, бірақ оның жылдық мәні іс жүзінде
қарымталанады. Сондықтан айлық нормативік шығынды анықтағанда, ол
қызметкерге жоспарлы тапсырма ретінде беріледі, оның мәнін түзеу қажет
болады, ол физикалық себептермен түсіндіріледі, ай арасындағы шығын
бөлігін орнатылған динамика шамасына ауыстырылады. Бұл кезде айлық
түзетулер қосындысы жыл бойынша нөлге тең болуы қажет.
Коммерциялық шығынның деңгейі тұтынуды бақылап ұйымдастыру
сапасына да тәуелді:
— Нақты қосалқы стансаның барлық абоненттеріне төлеу құжаттарына
иденфикациялық код көмегімен байланыс орнату;
— Смета құрушылардың болуы, ол радиалды желінің бас бөлігінде
барлық кернеуге (0,4 кВ шейін) техникалық есепке алады, егер электрэнергия
сәйкестігін қамтамасыз ету мүмкіндігі болса, берілген торапқа жіберілген
және оған жалғанған тұтынушыларға, коммерциялық шығынның деңгейін көп
жерді нақты торап телімін табу негізі жатады;
— Инспекторлар болу керек, оларда жалғанған ток жүктемесі мен
электрэнергияға төленген төлем арасындағы сәйкес келмеуді тексеретін
арнайы құрал-саймандар болады;
— Инспекторлардың жұмысын ұйымдастыру.

26 Қимасы, мм
Номинал кернеу, кВ
Қимасы, мм
6
10
20
35
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
56,51
66,01
103,7
116,2
131,9
166,5
219,9
238,8
263,9
295,0
392,9
47,1
53,4
78,5
97,4
106,8
122,5
141,4
153,9
166,5
182,2
238,8
—
—
56,5
62,8
72,3
81,7
91,1
97,4
106,8
116,2
—
—
—
—
—
—
62,8
69,1
72,3
81,7
84,8
—

Негізгі факторлардың бірі болып, тұрғылықты елдің сатып алу
қабілетінің деңгейі және аймақтың менталитеті болып табылады. Бізге белгілі,
өмір сүру деңгейі жоғары емес елдерде коммерциялық шығын жоғары
болады. Мысалы, Үнді елінде электрэнергия шығыны 26% асып түседі.
Аргентинаның бір энергетикалық компаниясында, Буэнос-Айрестің солтүстік
аймағына 1992 жы-лы 30% құрады [6].
Еліміз ҚР тұрғылықты халқының өмір сүру деңгейі, жоғарыдағыдай
коммерциялық шығын сал,дарын жоққа шығырмайды. Бұл шығындардың
шамасын торапқа жіберген электрэнергия мен көп жылдық периодтағы
есептік шығынды динамикалық салыстыру негізінде бағаланады.
Электрэнергияны тұтыну 2001 жылы 75% құрады, яғни 1,34 есеге
азайған. Жүктеме шығынының абсолюттік шамасы бұл кезде 1,34 2 1,8 есеге
азайды. Тұрақты шығынның абсолюттік шамасы өзгеріссіз қалды. Егер
тораптағы жүктеме өсуімен болған, кернеу өсуін (орташа 5,0%) ескерсек,
онда жүктеме шығыны 1,1 есеге азаяды (барлығы 1,8 1,1 2 есеге ), ал тұрақты
шығындар 1,1 есеге өседі. Пайыздық қатынаста жүктеме шығыны 2 1,34 1,5
есеге және ол 6,75 1,5 4,5% , бос жүріс шығыны 2,25 1,1 1,34 3,3% өсті. Бұл

кезде қосынды техикалық шығындар
4,5 3,3 7,8%
құрайды. Есептік

шығынның азаюы еліміздегі жаңа құрылым болу кезінде, мысалы, 1991 жылы
есептік шығындар 9 дан 8,5 % дейін түсті, ол негізінен физикалық фактор
арқылы оның динамикасы анықталды, бұл жылдары ұрлық едәуір аз болатын.
Есептеу бойынша қосыны шығынның 89 % РЭК торабында, ал 11 %
ААҚ КЕGОС торабында құрайды. Сонымен, РЭК торабындағы есептік

шығындар 13,1 0,89 11,66%
құрайды. РЭК торабындағы коммерциялық

шығынға келсек, ол есетік шығынның жартысын
құрайды, яғни

5,3 11,66 45,5% болды.
Бұл жағдайды келесі ұйғарыммен түсіндіріледі, қайта құрылу
периодымен салыстырғанда шағын бизнестің дамуы есебінен төменгі вольттік
тораптар тұтынуы, яғни олардағы техникалық шығындар өсті. Бірақ, мұнымен
бірге коммерциялық шығындар да біраз деңгейді көрсетті.
Қосалқы стансаның өзіндік мұқтаждығына электрэнерия шығыны
Қосалқы стансаның өзіндік мұқтаждығына электрэнергия шығынының
нормасы — бұл берілген электртұтынудың жоспарлық көрсеткіші.
Қосалқы станса өзіндік мұқтаждығына электрэнергия шығынын
нормалау мақсаты болып, есепке алу жүйесін реттеу, бақылау және
жоспарлау, сонымен қатар өзіндік мұқтаждықтың токқабылдағыштарымен
электрэнергия шығынын рационалды жұмсап және үнемдеу керек.
Қосалқы станса өзіндік мұқтаждық электр қабылдағыштарының
құрамына келесілер кіреді:
Қосалқы стансаның өзіндік мұқтаждық категориясына
токқабылдағыштармен электрэнергия тұтынуын жатқызады, ол электр
энериясының түрлендіру мен таратудағы технологиялық процесте қосалқы

27

стансаның жабдықтарына қажетті функционалды шарттарды қамтамасыз
етеді.
Қосалқы станса өзіндік мұқтаждығына электрэнергияны келесі мақсатта
тұтыну жатады:
— трансформатор мен автотранформаторды суыту үшін;
— бөлменің (ЖТҚ, аккумуляторлық, компрессорлық, сорғылық өрт
сөндіру, синхронды компенсатордың көмекші құрылғыларының ғимараты)
жылыту, жарықтандыру және желдету;
— аумақты жарықтандыру;
— аккумуляторлық батареяның зарядтық-зарядтайтын құрылғысы;
— оперативтік тізбегі және басқару тізбегі (айнымылы оперативтік
токпен қосалқы стансада);
— сыртта орнатылатын релелі шкафтар мен СҚЖҚ (РҚ аппараты және
автоматикамен, санауыш немесе ажыратқышпен) ұяшықтарын жылыту
— майлы ажыратқыш багы мен жетегін жылыту;
— бөлгіш пен қысқа тұйықтауыш жетегін жылыту;
— ҚКР құрылғысын ауыстыры қосатын май бактері мен жетегін жылыту;
— Айырғыштың электр қозғалтқыш жетегін жылыту;
— Жылу жүйесі жоқ бөлмелерде элктр санауыштарды жылыту;
— Ажыратқыштардың басқару шкафы мен агрегаттық шкафтарын
жылыту;
— Компрессорлардың электр қозғалтыштары;
— Синхронды компенсаторлардың көмекші құрылғылары (май соғылар,
циркуляциялық сорғы, дренаждысорғы, ысырмалар, автоматика);
— Басқалары: ҚКР құралғылары, дистиляторлар, ұсақ станоктар мен
құрылғылардың және т.б.
Қосалқы стансалардағы өзіндік мұқтаждыққа кететін электрэнергия
шығынының нормасын есептеу реті:
1) Қосалқы стансаларда өзіндік мұқтаждыққа кететін электрэнергия
шығынының жылдық нормасын есептеуді жекелеген токқабылдағыштарға
кететін электрэнергия шығынын қосумен жүргізіледі.
2) Норма жайлы нұсқамаларға сәйкес әрбір климаттық аймаққа
температуралық коэффициентіне қарай бөлмедегі жабдықтарды жылытуға
кететін электрэнергия шығыныға түзету жүргізіледі.
Әртүрлі құрамды қосалқы станса жабдықтары үшін өзіндік мұқтаждық
нормалық шығындары келесі формула бойынша анықталады:

W W0 K бірл K t ,

(1.16)

мұндағы W0 — бір жабдыққа немесе жалпы қосалқы станса бойынша
электрэнергия шығынының нормасы;
К бірл — жабдық бірлігінің саны;
К t — температуралық коэффициент.

28

Қосалқы стансаның өзіндік мұқтаждыққа кететін электрэнерия
шығынының нормалау электртораптық кәсіпорындарымен жүргізіледі және
РЭУ бөлімшелерімен бақыланады.

1.2 Есептеу тәсілдері мен техникалық шығынның талдаулары

1.2.1 Электр тораптарында техникалық электрэнергия шығынын
есептеу тәсілдері

Шығынды есептеудің 3 түрі бар:
Ретроспективті есептеу, электр торабының элементтерінің топтары
бойынша энергия шығынының құрылымын анықтау үшін орындалады;
энергияның коммерциялық шығынын бағалау үшін; энергия шығыны көп
болатын элементтерді табу және шығындарды азайту бойынша шараларын
жүргізу; энергожүйе және бөлімшелері бойынша электрэнергия балансын

құру;
энергожүйенің технико-экономикалық көрсеткіштерін анықтау;

санауышпен есепке алынбайтын, тұтынушымен энергия шығыны үшін
финанстық есептерді жүргізу.
Оперативті есептеу келесілер үшін жүргізіледі: энергия шығынының
ағымдағы мәндерін және олардың уақыт бойынша өзгеруін бақылау;
режімдерді және электр сұлбаларын оперативті түзету; энергожүйе және
бөлімшелері бойынша электрэнергия балансын құру; энергия шығынын
болжағанда қолданылатын, мәліметтер базасын құрастыру.
Перспективті есептеу келесілер үшін орындалады: келесі болжанылған
кезеңге энергия шығынын анықтау; энергия шығынын жоспарлы азайту
шараларының болашақ тиімділігін бағалау; электр торабының жөндеу
нұсқаларын салыстыру.
Сұлбалардың ерекшеліктеріне, электр торабының режімдеріне және
ақпараттық қамтамасыз етуге байланысты энергия шығынының есептерін
әртүрлі тәсілдермен шешеді.

1.2.2 110-500 кВ электр тораптарындағы шығынды есептеу
тәсілдері

Қуат шығыны. Кернеуі U
және кедергісі
R
болғанда, торап

элементіндегі активті қуаттың жүктемелік шығындары келесі формуламен
анықталады:

P

P 2 Q2
U 2

R

(1.17)

мұндағы P мен Q — элемент бойынша берілетін активті және реактивті
қуаты.

29

Көп жағдайда тораптағы элементтегі P мен Q бастапқыда беріледі.
Тораптағы түйіннің жүктемесі (қосалқы стансада) белгілі болады. Кез-келген
тораптағы электр есебінің мақсаты (қалыптасқан режім есебі — ҚР) тораптың
түйініндегі мәндері берілген кезде, әрбір тармағындағы P мен Q мәндерін
анықтау болып табылады. Тораптағы қосынды қуат шығынын анықтағаннан
кейін формуламен (1.17) анықталған, ол мәндерді қосудың жай есептері
болып табылады. Сұлба мен жүктеме туралы бастапқы берілгендердің көлемі
мен сипаттамасы тораптардың әртүрлі кернеу класына қарай бөлінеді.
35 кВ және жоғары кернеулі торап үшін жүктеме түйініндегі P мен Q
мәндері белгілі болады. ҚР есебінің нәтижесінде әр элементте P мен Q
ағындары шығады.
6-20 кВ тораптары үшін ереже бойынша, тек фидердің бас бөлімі
арқылы электрэнергия жіберіледі, яғни оған фидердегі шығындарды да
қосқанда, негізгі барлық ҚТС 6-200,4 кВ жүктемесінің қосындысы.
Энергияны жіберу бойынша фидердің бас бөліміндегі P мен Q орташа
мәні анықталады. Әр элементте P мен Q мәндерін есептеу үшін ҚТС
арасындағы жүктеме қосындысын тарату туралы қандай да ұйғарым қабылдау
қажет. Бұл кезде ҚТС-ның орнатылған қуаттарына пропорционалды
жүктемені тарату туралы негізінде жалғыз ұйғарым қабылдауға болады.
Содан кейін итерациялық есептің көмегімен осы жүктемелер төменнен
жоғары және жоғарыдан төмен түзетіледі, олар түйіндегі жүктеме
қосындысын және бас бөлімнің жүктемесі бар тораптағы шығынының
теңгерілуін мақсат етеді. Осылайша, түйін жүктемесінің белгісіз берілгендері
жасанды түрде орнына келтіріледі және ол бірінші жағдайға келеді.
Суреттелген есептерде сұлба мен торап элементтерінің параметрлері
белгілі болады. Есептеудің айырмашылығы сонда, ол бірінші есепте түйін
жүктемесі бастапқыда беріледі, ал жүктеме қосындысы есептегеннен кейін
белгілі болады, екінші есепке келсек, қосынды жүктеме белгілі болып, ал
түйіндегі жүктеме есептеу нәтижесінде табылады.
Сұлбасы белгілі 0,4 кВ тораптағы шығынды есептегенде теория жүзінде
осы алгоритмді қолдануға болады және 6-20 кВ тораптар үшін де пайдалануға
болады. Бірақ та, 0,4 кВ желілер өте көп, тірек (бағана бойынша) сұлбасы
бойынша ақпараттық бағдарламаға енгізу қиындығы, түйін жүктемесі
(ғимарат жүктемесі) жайлы берілгендердің берілмеуі мұндай есепті қиынға
соқтырады, және негізгісі — бұдан керекті нәтиже шығару мүмкіндігі белгісіз.
Сонымен, жалғастыра келсек, осы тораптың жалпыландырылған параметрлері
(қосынды ұзындығы, желі саны және бас бөлімнің қимасы) туралы
берілгендер минималды көлемде болса шығынды аздау дәлдікпен бағаланады.
Электрэнергия шығыны. Тармақтардың жүктемесі туралы ақпарат
телеөлшеу жүйесінен есептеуіш орталыққа келіп түссе, онда электрэнергия
шығынының есебі әр есептелген режімнен қосынды қуат шығынына
келтіріледі, ол есепке жатпайды.

30

Бізге белгілі, қазіргі кезде телеөлшеу құралдарымен барлығы
жабдықталмаған, негізгі болып табылатын — энергожүйе тораптарының өзі де
жабдықталмаған.

Электрэнергияның жүктеме шығынын есептеу тәсілдері

оперативті

Процестің
ағымына
қарай Р
есептеу

аналитикалық

Режімдердің
шектеулі саны
мен
интегралдай-

бағалайтын

Жалпылады-
рылған
формулалар
қолдану

тын көбейт-
кіш арқылы
есептеу Р

1.2 сурет — Жүктеме шығындарын есептеу тәсілдерінің жіктелуі

Алдағы болашақта 35 кВ және одан төмен радиалды тораптың
жабдықталуы күтілмейді. Сондықтан, режімнің шектеулі санында қуат
шығынын есептеу негізінде Т периоды үшін электрэнергия шығынын есептеу
есебі туындайды. Бұл жағдайда қуат шығынын осы немесе басқа тәсілдермен
анықталған интегралдаушы көбейткішке көбейтеді, жүктеме графигі туралы
берілгендер негізінде есептеледі.
Телеөлшеулердің берілуі бойынша есептерді оперативті есептер,
интегралдаушы көбейткішті қолданылған есептерді негізінде — аналитикалық,
ал торап сұлбасы жайлы жалпыландырылған берілгендер негізінде өткізгішті
— бағалаушы деп аталады (1.2 сурет).
Аналитикалық есептер өзінің атын келесіге байланысты алды, сұлба,
жүктеме және режімдер өзгергенде болатын шығындарға талдау жасауға әсер
етеді, оперативті есептеуден айырмашылығы, құрамындағы режімге дәл шама
береді, бірақ мұнда талдау жасай алмаймыз. Алда тек аналитикалық және
бағалайтын тәсілдерді қолданылады.
Жүктеме графиктеріне сипаттамалар. Интегралдаушы көбейткішті
есептегенде жай ұйғарымдар болып келесілер табылады, жүктеме шығыны
жүктеменің таза квадраттына тәуелділік туралы ұйғарым болады, ол келесі
формуладан … жалғасы