Қарасай ауданы 110кВ электр тораптар режимдері

0
149

6

7

8

Аңдатпа

Дипломдық жобада Алматы облысы Қарасай ауданы 110кВ электр
тораптар режимдер сұрақтары қарастырылған. Жобаланған аудандағы
орналасқан тұтынушылардың мінездемесі берілген. 110 кВ және 10 кВ электр
тораптардың, ӘЖ-10 кВ электр жүктемесі есептелді.

11010 кВ қосалқы станса анализі жүргізілді және
110 кВ

тораптардыңтдаму сұрақтары қарастырылды. Осыған байланысты 110 кВ
тораптардың қалыпты, авариялық және авариядан кейінгі режимдері
есептелді.
Қысқа тұйықталу тоғы есептеліп, қосалқы станса жабдықтары тандалды.
110 кВ желілердің технико-экономикаллық сипаттамасы берілді.

Аннотация

В дипломном проекте рассмотрены вопросы режимов электрической
сети 110 кВ Карасайского района Алматинской области. Дана характеристика
потребителям расположенном в данном проектированном районе.
Произведены расчеты электрических сетей 110 кВ и 10 кВ, электрической
нагрузки ВЛ-10 кВ с учетом перспектив развития данных сетей.
В дипломном проекте произведен анализ подстанций 11010 кВ,
рассмотрены вопросы развития сети 110кВ. В связи с чем произведены
расчеты нормального, аваринного и после аваринного режима электрической
сети 110кВ.
Произведены расчеты токов КЗ и на оснований их выбор оборудования
на подстанцию, дана технико-экономическое обоснование модернизаций
линий 110 кВ.

9

Кіріспе

Қазіргі уақытта Қазақстанда экономикалық реформа жүзеге асуда.
Энергетиктер осы шарттарда энергетикадағы қоғамдық қарым-қатынастар
және экономикалық тиімділік, энергетикалық жүйенің дамуы және жұмыс
жасауының үйлесімді нұсқасын тандау мәселесіне назар аударуға мәжбүр. Бұл
мәселенің маңыздылығы біздің қоғам жыл сайын капиталдық салымның
үштен бір бөлігін энергетика шаруашылығы өндірісіне жұмсауынан түсінікті.
Сонымен бірге ауыл шаруашылық өндірісінің электрофикациясы тез
өсуі, агроиндрустрия комплекстерінің салынуы ауылдық аудандарда электр
тораптардың одан әрі дамуын талап етеді. Осы жағдайларға сәйкес
тораптардың өткізу қабілеттілігі, электро қамту сенімділігі және алынған
электр энергия сапасы жоғарылауы керек.
Осы байланыстар арқылы ауылдық аудандарда тұтынушыларды электр
энергиясымен қамтуда көптеген тапсырмалар туындайды. Бұл тапсырмалар
шешімі аудандық мағынасы бар электр тораптарын дұрыс және рационалды
жобалауда тұрады.
Сонымен аудандар және ауыл тұтынушыларды электр қамту жүйелерін
жобалау тапсырмасы актуалды екенін атап айтуға болады.

10

Мазмұны

Кіріспе . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 Есептік-түсіндірмелі тарау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6
7

1.1
1.2
1.3
Қарасай ауданының мінездемесі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
0,38 – 110 кВ тораптардағы жүктемелерді есептеу . . . . . . . . . . . .
Қарасай ауданының электр энергиясымен қамтамасыз ету
сұлбаларын және кернеуді таңдау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7
12

16

1.3.1 Электр энергиямен қамтамасыз ету сұлбалар нұсқаларын

тандау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3.2 Күштік трансформаторларды тандау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3.3 Трансформатор типін тандау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3.4 Трансформаторлар қуатын таңдау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3.5 Қорек желілерінің электр беру сымдарының көлденен қимасын
анықтау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3.6 Кернеуі 10 кВ таратушы тораптардың көлденен қимасы . . . . . . .
16
19
19
19

22
28

1.4
Қосалқы стансаның таратушы құрылғыларының сұлбасын

тандау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
36

1.5
1.6

1.7
Қысқа тұйықталу тоғын есептеу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
110 және 10кВ таратушы құрылғыларынын электр
аппараттарын тандау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Кернеуі 11010 кВ қосалқы станса таратушы құрылғылардың
36

40

конструкциясы және жабдықтары . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Технико – экономикалық бөлім . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
41
42

2.1
2.2
2.3
Капиталдық салымдарды анықтау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Жылдық шығынды анықтау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Энергияның толық құны және беріліс құнын есептеу . . . . . . . . . .
42
45
49

3 Өмір тіршілігі қауіпсіздігі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56

3.1
110 кВ қстанцияны пайдалануда электр және өрт қауіпсіздігін

қамтамасыз ету шаралары . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56

3.2
Диспетчер бөлмесіндегі ауа алмасу және жарықтану жүйесіне

есеп жүргізу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
63

3.3
Электр зарядтарының адамға әсері. Статикалық электрленуден

қорғану шараларын таңдау . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Қорытынды
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі

11
74

1 Есептік-түсіндірмелі тарау

1.1 Қарасай ауданының мінездемесі

Қарасай ауданы Алматы облысының Оңтүстік Батыс бөлігінде
орналасқан. Әкімшілік орталығы Қаскелен қаласы. Ауданның аумағы 2300 кв.
км. құрайды. Тұрғындардың саны 170 мың адам.
Ауданды электрмен қамтамасыз ету жағынан тұтынушылар бірінші
санатқа жатады.
Табиғи-климаттық шарттармен аудан көктайғақтан төртінші, ал жел
тұру жылдамдығынан үшінші санатқа жатады. Жылдық жауын-шашын
мөлшері 300-500 мм. Ауа температурасы қыс маусымы үшін орташа тәуліктік
температура – 9 С, ал жаз маусымы үшін +24 С.

12

1.1 сурет – қст «Рахат» 10 кВ желілерімен байланыстырылған

1.2 сурет – қст «Карагайлы» 10 кВ желілерімен байланыстырылған

13

1.3 сурет – қст «Акжар» 10 кВ желілерімен байланыстырылған

14

1.4 сурет – қст «Таусамалы » 10 кВ желілерімен байланыстырылған

15

1.5 сурет – қст «Курамыс» 10 кВ желілерімен байланыстырылған

16

1.2 0,38 – 110 кВ тораптардағы жүктемелерді есептеу

0,38-110 кВ тораптардағы электрлік жүктемені есептеу тұтынушыларға
берілетін есептік жүктеме негізінде орындалады , қосалқы стансаның
шиналарында және лайықты коэффициенттердің бір уақыттылығынан бөлек
күндізгі және кешкі масимумдардан [1].

РД=К0* РД ,

РВ=К0* РВi ,

(1.1)

(1.2)

мұндағы К0 – бір уақыттылық коэффициентті;
РД , РВ – күндізгі есептік, желідегі кешкі жүктеме немесе
қосалқы стансаның трансформаторларының
шиналарындағы, кВт;
РДi , РВi – i тұтынушының және i торап элементінің күндізгі,
кешкі жүктемесі, кВт.

Тұтынушылардың есептеу-электрлік жүктемелері 4.2 [1] кестеде
келтірілген 6 – 20 кВ тораптарда бір уақыттылық коэффициенттерімен
суммаланады, 35 – 110 кВ тораптар 4.3 [1] кестесінде. Егер тұтынушылардың
жүктемелілігі 4 есе көптілігімен ерекшеленсе, олардың суммалануы 4.8 [1]
кесте 6- 35кВ тораптармен жүргізуге ұсынылады. Қуаттылық коэффициенті
cos 4.5 [1] кестесінде келтірілген.
100,4 кВ қосалқы стансаның жылдық есептік жүктемесі мына
формуламен анықталады:

РР=Рт ∙ kp ,

(1.3)

мұндағы РТ – трансформаторлық қосалқы стансадағы болатын жүктеме,
кВт;
kp – жүктеменің өсу коэффициенті.

Желінің қабылдайтын кернеуі 110кВ есептік жүктеме, сонымен бірге
11010 кВ трансформаторлық қосалқы стансаның есептік жүктемесін 1038 кВ
(немесе 10 кВ желілер) бір уақыттылық коэффициентінін суммалануымен
келлесідей анықтайды: екі қосалқы стансада К0=0,97 желілерде [1], үш
қосалқы стансада К0=0,96, төрт және оданда көп кезде К0=0,9 [1]. 110 кВ
тораптарды есептеу үшін қуаттылық коэффициенті (cos ) қисық сурет 4.1 [1]
арқылы анықталады.
Есептеу мысалы. Рахат ауылының тұтынушылардың электр жүктемесін
анықтау.

17

1.1 кестеден тұтынушылардың жүктеменің түрі анықталады және 1.1. [1]
кестесі арқылы РДi , РВi максималды жүктеме бекітіледі, Сүт өнімдер
фермасында ірі қара мал 1200 басқа (тұтынушы№16) Рд=820 кВт; Рв=220 кВт.
cos д=0,75; cos В=0,85 кесте 4.5 [1].

220
=293,3 кВА,
Sд=
0,75

220
=258,8 кВА.
Sв=
0,85

Sл=

Sв=

Р Д
cos Д

РВ
cos В

,

,

(1.4)

(1.5)

Жүктемесі көбін тандаймыз

Sд=293,3 кВА.

Осы тәрізді қалған тұтынушылар жүктемесі анықталады. 10кВ
трансформаторлық қосалқы стансалардың орналасу орны, олардың электр
жүктеме мінездемесі бастапқы деректерде берілген. 110кВ тораптарда есептік
жүктемені есептеу 1038 кВ қосалқы стансаның есептік жүктемесі
суммалануымен есептелінеді
«Рахат» қосалқы стансаның күндізгі максимумы:

Рд=(60+630+20+630+75+20+20+280+240+ 220)∙ 0,65=1426,7 кВт,

Рд=(29+23+23+29+29)∙0,22=29,3 кВт,

Ррас. д.=1426+18,4=1444,4 кВт.

Кешкі максимумы:

Рв=(30+630+10+630+190+45+10+10+280+ 240+220)∙0,65=1491,8 кВт,

Рв=(86+69+69+86+86)=87 кВт,

Ррас.в.=1491,8+60,3=1552,1 кВт.

18

cos мағынасы белгілі бір толық қуат 6 – 35кВ және 35 – 110 кВ

желілердің аймақтарында Ррас.д. және Ррас.в.
байланысты қабылданады:
сурет 4.1 [1] қатынастарына

Р рас.д
Р рас.в

=

1444, 4
1552,1

=0,93; cos д=0,72; cos в=0,76.

kp=1,4 болғанда, [1]:

Sд=

Sв=

1, 4 * 1444, 4
0,72

1, 4 * 1552,1
0,76

=2807,9 кВА,

=2859,1 кВА.

Есептік жүктемеге қабылданатын РР=2173 кВт, SР=2859 кВА.

1.6 сурет – 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы,
«Рахат» қст қосылған

1.7 сурет – 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы, «Карагайлы» қст
қосылған

19

1.8 сурет – 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы,
«Акжар» қст қосылған

1.9 сурет – 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы,
«Таусамалы » қст қосылған

1.10 сурет – 10 кВ тарату тораптарының есептік схемасы, «Курамыс» қст
қосылған

20

1.3 Қарасай ауданының электр энергиясымен қамтамасыз ету
сұлбаларын және кернеуді таңдау

Орталықтандырылған электр энергиямен қамтамасыз ету жүйесі өзіне
үш типті торап кіргізеді: қоректендіргіш тораптар, 35 – 110 кВ электрберіліс
желілерінен тұратын; 1 кВ жоғары таратушы тораптар, 35 – 6 кВ кернеу
желілерді қосатын және 1 кВ төмен таратушы тораптардан тұратын өзіне 0,38
кВ желіні қосады.
Электр энергиямен қамтамасыз ету схемаларын таңдау номиналды
кернеу тораптарын, олардың конфигурациясын, әр түрлі кернеулі
трансформаторлық қосалқы стансаны, таратушы қорек көздері сұлбаларын
таңдаудан тұрады.
Электр схема тораптарының конфигурациясы көптеген факторларға

байланысты, соның ішінде электр жүктемесін
ауыстыру саны және

тұтынушыны электр энергиямен қамтамасыз ету сенімділік категориясы,
энергожүйе қосалқы станса ауыстыру санына.
Тораптардың конфигурация мен параметрі келесі дамуда айтарлықтай
өзгеріске ұшырамауын қарастыру керек.
Тандалған тораптар жүктеме өзгергенде әр түрлі режимдерге дайын
болу керек.

1.3.1 Электр энергиямен қамтамасыз ету сұлбалар нұсқаларын
тандау
Таратушы және қоректену тораптар сәйкестігі белгіленеді.
Нұсқа I – 11010 кВ екі шынжырлы радиалды электр беріліс желілері;
Нұсқа I – II – 3510 кВ кВ екі шынжырлы радиалды электр беріліс
желілері;
Кернеудің суммалануының ауып кету ықтималдылығы берілген қорек
кернеуі денгейінен барлық буындардың берілісі трансформаторлардағы
қабылданған бақылау режимі арқылы анықталады
Шиналардағы 35 және 110 кВ қорек көзіне қарсы кернеу бақылауы
орындалады : максимум жүктемеде UC=1.05UН,
25 %-да жүктемелерде UC=UН.
Жіберілетін суммарлық кернеу жоғалту [10] байланысты анықталады,
қорек көзіндегі кернеуді бақылау заның біле отыра және РПН 8%
трансформаторларында кернеуді бақылауда болжама шектеу қою және
тұтынушыда кернеудің жіберілетін ауып кету шамасына қарап, деректер 1.3
кестеге енгізіледі.

21

1.1 кесте Ауыл шаруашылық ауданында тұтынушылардың қорек кезінде
110 35 кВ шиналардан кернеудің ауытқуы

Ауданның жүктеме артып кету орталығы анықталады.
Шаруашылық аудандардын есептік жүктеме анализдеріне қарап,
жүктеме артып кету орталығы Курамыс, Акжар, Рахат, Карагайлы ауылдары,

Таусамалы қаласы ретінде санау керек,
осы жағдайда Таусамалы

қалғандарына қарағанда энерго жүйе орталығына ең жақыны 5км ара
қашықтықта.
Қорек тораптың кернеу шығынының болжама мәні 1.3 кестеге қарап
анықталады UП=4%.
Таратушы торапта кернеудің жіберілетін шығыны 10 кВ және 0,4 кВ
құрайды U р=5,5%.
1000 В жоғары таратушы торапқа келтірілген токтың тығыздығына
үйлесімді мәнді тандаймыз.
Жүктемедегі серпінділіктің өсу коэффициенті анықталады. Технико-

экономикалық есептеулерге арналған
әдістемелік нұсқауларда
электр

тораптарының схемалары мен параметрлерін тандағанда жүктеменің өсу
коэффициентін келесі жақындатылған формуламен анықтауға ұсынылады:

т= 0,15 0,25 * (S1 0.3) 2 0.35(St 0.1) 2 ,

(1.6)

мұндағы S1 – тораптардың бірінші эксплуатация жылының есептік
қуаты, бесінші жылғы есептік қуатқа қатыстырылған SР,
кВА ;
St – бес эксплуатации жылдың шегіндегі жоғарғы есептік қуат
қатыстырылған SР, кВА;

22 Қондырғылар элементі
Кернеудің ауытқуы
Қондырғылар элементі
Алыстау орналасқан
ТП
Жақынырақ
орналасқан ТП
Қондырғылар элементі
жүктемеде %
Қондырғылар элементі
100
25
100
25
1. 110 35 кВ шиналары
+5
0
+5
0
2.Кернеуі 110 35 кВ тораптар
-4
-1,0
-4
-1,0
3. Трансформатор 110 3510 кВ
Үстемемен
+5
+5
+5
+5
Шығындар
-4
-1
-4
-1
4. Кернеуі 10 кВ тораптар
-3
-0,75
0
0
5. Трансформатор 100,4 кВ
үстемемен
+2,5
+2,5
+2,5
+2,5
6. Кернеуі 0,4 кВ тораптар
-2,5
0
-5,5
0

-5
+3,75
-5
+4,5

S1=0,5; St=1,0; t=0.86 жағдайында.
Кернеуі 11010 кВ келтірілген тоқ тығыздығы

оптималды мәнімен

сәйкес келу, [12] jпр=0,76 байланысты.
1000 В жоғары таратушы тораптың экономикалық радиусын
анықтаймыз:

RЭ=

10 U P U P
3 k P P пр

,

(1.7)

мұндағы UР – таратушы тораптың сызықтық кернеуі, кВ;
kР – жолдың қисықсызықтығын ескеретін коэффициент;
Р – желі кедергісінің параметрін ескеретін коэффициент және
cos , Р=1,0 [12].

RЭ=

10 5,5 10
1,73 1,2 1,07 21

=12 км .

Аудандық мәні бар қосалқы

стансалардың

саны

анықталады

мәліметтерге байланысты [10], [12].

N=PРЗ

X P ( Ш Р пр2 )

jпр

,

(1.8)

мұндағы РРЗ – Ауданның перспективалы есептік жүктемесі, кВт;
РОР – Ауыл шаруашылық жүктемесінің тығыздығы, кВткм2;
ХР, ШР, ФР – кернеулер, жүктеменің серпінділік бекеті, энергия
шығыны, экономикалық көрсеткіші сәйкестігімен
анықталатын параметрлер. Мына формуламен
анықталады: [12].

РОР=

РРЗ
S Р

,

(1.9)

мұндағы SР – Ауданның көлемі, км2.

РОР=

9860, 4
3670

=2,69 кВткм2,

N=9860

13,6 10 6 ( 0,98 0,72 2 )
5,5
0,76

=3.94 .

23 ФР U P
U P Pop cos

5
5,5 2,69 0,9

Аудандық төмендетуші қосалқы станса орналасу орнын анықтаймыз.Бұл
мақсат үшін аудан картасында радиус айналымын RЭ сызамыз. Осы ауқым
зонасында максималды елдімекендер және ауқымның дәл ортасында
максималды жүктемелі елдімекен пункті болуын қарастырамыз.
Экономикалық ауқымның шегіндегі елдімекен пунктерін электрмен
қамтамасыз ету таратушы тораптар конфигурациясын белгілейміз. Есепке
алатын жағдай, электрленуші аудан қазіргі заманға сай дамыған ауыл
шаруашылық өндірісі бар электрмен қамтуда сенімділігі бірінші және екінші
категориялы тұтынушылар орналасуын. Қорек желілері 110-35кВ тандалған
нұсқалардан екі шынжырлыны тандаймыз.

1.3.2 Күштік трансформаторларды тандау
Электрмен қамтамасыз ету нұсқаларын тандағанда бірінші орында білу
керегі, бір трансформаторлы қосалқы станса қолдануға болама болмайтынын.
Қарастырып отырған қосалқы стансадан созылатын желінің біреуі 10 кВ
кернеу болса қосалқы стансада екі трансформатор қондыру тындырымды,
тұтынушыларды қоректендіретін бірінші немесе екінші сенімділік электрмен
қамтамасыз ету категориялы қосалқы станса көрші 35 – 110 кВ қосалқы
стансаға резервте бола алмайды, қарастырылып отырған тәуелсіз қоры бар;
қосалқы стансада 6300 кВА қуатты трансформаторды қондыруды талап етеді;
10 кВ шинадан алты оданда көп 10 кВ желі созылатын көрші қосалқы
стансалармен ара қашықтық 15 км аралығында[8]. Электрмен қамтамасыз
етуде барлық айтылған нұсқалардан 35-110кВ кернеулі екі трансформаторлы
қосалқы станса тандалынады.

1.3.3 Трансформатор типін тандау
РТП 35 – 110 кВ ауылдық электр тораптарында ТМН жүктеме кезінде
автоматтық кернеу бақылайтын ТМН трансформаторлары орнатылады (РПН).
Тұтынушы 10 кВ қосалқы стансаларында трансформатор өшірулі
жағдайында жоғары кернеу орам тармақтарын ауыстырғанда қосылмайтын
және 2х2,5% бақылау шегімен ТМ типті трансформаторлары орнатылады.

1.3.4 Трансформаторлар қуатын таңдау
Ауыл шаруашылықты электрмен қамтамасыз ету жобалауы туралы
ұсыныстарға сәйкес 110-10кВ кернеулі трансформаторлар қуатын қосалқы
стансаларда жүктеменің экономикалық ара қашықтығымен анықтайды.
Трансформаторлық қосалқы стансаларда тандау шарты үшін:

SЭН SP SЭ.В ,

(1.10)

мұндағы SЭН и SЭ.В – номиналды қуаты қабылданған трансформатор
үшін жүктеме ара қашықтығының үстінгі және
астынғы шекарасы, кВА;
SP – қосалқы стансаның есептік жүктемесі, кВА.

24

Есептеу мысалы: Тұтынушы – комби жемінің цехі 15 т. кезекшілікте, III
категориялы электрмен қамтамасыз ету сенімділік тұтынушы, SP=86.7 кВА;
трансформатор қуаты ТП 100,4 кВ үшін 7.2 [8] кестеден тандалынады және
ол 63 кВА құрайды. Сол тәрізді бір трансформаторлы қосалқы станса
жасалынады.
Екі трансформаторлы қосалқы станса үшін трансформатордың
номиналды қуатын қалыпты және авариядан кейінгі режимде жұмыс

жасауына байланысты анықтайды.
Номиналды режим болып екі

трансформатордың әрқайсысы өз секциясында жұмыс істеуі саналады;
авариядан кейінгі – бір трансформатордың екі секцияға жұмыс істеуі.
35 – 110 кВ және 10 кВ кернеулі қосалқы станса үшін бір қалыпты
жүктеме режимде трансформатор қуаты мына талаптарға сәйкес алынады:

SЭ.Н0,5 SPSЭ.В ,

(1.11)

мұндағы SЭ.Н и SЭ.В – сәйкесінше номиналды қуаты қабылданған транс
форматор үшін жүктеме ара қашықтығының
үстінгі және астынғы шекарасы, кВА, [8];
SP – қосалқы стансаның есептік жүктемесі, кВА. k.

Авариядан кейінгі режимде трансформатор қуаты (1.11) шартыны
сәйкес тұтынушыларды төмен кернеудегі тораптармен резервтеудің мүмкін
нұсқалар есебімен тексереді:

SНОМ=SP k ПЕР , кВА

(1.12)

мұндағы k ПЕР – авариялық жүктемелердің жіберілетін коэффициенті, 7.3
[8] кестесімен тандалынады.

110 – 35 кВ кернеуінен жоғары трансформаторлар үшін КПЕР біле отыра
қисық арқылы олардың жүктемелік қасиетін табады [8].
Есеп мысалы: Нұсқа I қосалқы станса «Карагайлы» U=110 кВ
трансформаторларымен. Тандау шартына байланысты есептік жүктеме
SP=3992 кВА, авариядан кейінгі режимде трансформатор қуаты анықталады:

SНОМ=

3992
1,5

=2661,3 кВА .

ТМН 4000110 типті екі трансформатор тандаймыз.
Сәйкесінше басқа да қосалқы стансаларда трансформатор қуатын
тандаймыз.

25

1.2 кесте Күштік трансформаторлар

1.11 сурет – Нұсқа I Кернеуі 11010 кВ екі шынжырлы радиалды электр беру
желілері

26

Қосалқы станса
Нұсқа I
Нұсқа II
Қосалқы станса
Трансформатор
типі
Саны
Трансформатора
типі
Саны
1. Курамыс
ТМН 1600110
2
ТМН 1600110
2
2. Рахат
ТМН 2500110
2
ТМН 2500110
2
3. Карагайлы
ТМН 4000110
2
ТМН 4000110
2
4. Акжар
ТМН 1600110
2
ТМН 1600110
2
5. Таусамалы
ТМН 2500110
2
ТМН 2500110
2

1.3.5 Қорек желілерінің электр беру сымдарының көлденен қимасын
анықтау

0 – 1 қорек желісінің есептелуі

1.12 сурет – 0 – 1 қорек желісің есептеу сұлбасы

ЭБЖ көлденен қимасы есептелінеді, ол үшін тоқтың j экономикалық
тығыздығы ТМАХ=3000 сағ. [3,6,7,9] j=1,3 Амм2 кезінде тандалынады.

FЭК=

I Р
j

, мм2 ,

(1.13)

мұндағы FЭК – сымның көлденен қимасы , мм2;
IР – есептік ток, А.

9.86 10 3
=64,7 А,
IP=
3 110 0,8

64, 7
=49,8 мм2 .
FЭК=
1,3

IP=

РМАХ
3 U cos

, А .

(1.14)

I – ші категория тұтынушылары үшін екі шынжырлы желіні аламыз

F’ЭК=

49,8
2

=24,9 мм2 .

F’ЭК=

FЭК
2

,

(1.15)

110 кВ кернеулі желілерді короналау шарты үшін АС – 70 өткізгіші
тандалынады [3,7,16].

27

Орын басу сұлбасын құрастырып, АС – 70 сым үшін тұрақты мәні
анықталады:

rо = 0,45 Омкм .
xо = 0,44 Омкм.
Во = 2,47 10-6 Ом-1км.

1 – ші буын

2 – ші буын

1.13 сурет – 0 – 1 қоректенетін желінің орын басу сұлбасы

Әуе желілердің

электр

беріліс

кедергісі

мына

формулалармен

анықталады:

r12 =
r
2
, Ом,

(1.16)

х12 =

х
2

, Ом.

(1.17)

мұндағы ℓ – желі ұзындығы, км;
r0 – сымның активті меншікті кедергісі, Омкм;
х0 – сымның индуктивті меншікті кедергісі Омкм;

r12 =

x12 =

0, 45 50
2

0, 44 50
2

= 11,25 Ом.

= 14,3 Ом.

Желінің көлемдік өткізгіштігі мына формуламен анықталады :

28

В1 = В2 =

В 2
2

, См.

мұндағы В0 – көлемдік меншікті, Смкм.

В1 = В2 =

2,74 10 6 2 50
2

= 1,37 10-6 См.

Трансформаторлық

қосалқы

стансаның

активті

және

индуктивті

кедергісі анықталады:

R23 =

2

2

,

(1.18)

мұндағы Рк – қысқа тұйықталу шығыны, кВт;
Uном – жоғары дәрежелі номиналды кернеуі, кВ;
Sном – каталогтық номиналды қуаты, мВА.

Х23 =

2

100 Sном n

, Ом

(1.19)

мұндағы Uк – қысқа тұйықталу кернеуі, %;
n – трансформатор саны.

R23 =

Х23 =

0.022 110 2
2,5 2 2

10.5 110 2
100 2,5 2

= 21,3 Ом.

= 254,1 Ом.

n – трансформаторлар тобының реактивті бос жүріс қуаты анықталады:

∆Uхх =

I o S
100

n,%,

(1.20)

мұндағы Iо – бос жүріс тоғы, %.

∆Qхх =

1,5 2500
100

2 = 75 кВАР.

Екінші буын. Есептеу шарты бойынша тұтынушының соңғы буынында
активті қуат Рз = 2,525 МВт, қуат коэффициенті cos = 0.8.

29Pk Uном
Sном n
U k Uном

Сонда реактивті қуат мына формуламен анықталады:

Qз = Рз tg , мВАР;

Qз = 2,525 0,75 = 1,894 мВАР.

Екінші буындағы қуат шығыны:

(1.21)

∆Р2 =

2,525 2 1,894 2
110 2

∆Р2 =

21,3 = 18 кВт.

P32 Q 32
U 32

R23, кВт

(1.22)

Реактивті қуат шығыны:

∆Q2 =

P32 Q 32
U 32

Х23, кВАР

(1.23)

∆Q2 =

2,525 2 1.894 2
110 2

254,1 = 0,215 мВАР.

Буындағы кернеу шығыны, бойлық құраушысы:

U 2 = P3 R 23 Q з X 23
U 3

, кВ;

(1.24)

∆U2 =

2,525 21,3 1,894 254,1
110

= 4,86 кВ.

Көлденен құраушысы:

U 2
P3 X 23 – Q 3 R 23
U 3
, кВ;

(1.25)

U2 =

2,525 21,3 – 1,894 254,1
110

= -3,9 кВ.

Екінші буын басындағы кернеумен қуатты анықтаймыз:

Р2 = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт,

30

Q2 = 1,894 + 0,215 = 2,109 мВАР.

Uз =

(U 3 + U 2 ) 2 + U 2 2 , кВ;

(1.26)

Uз =

(110 + 4,86) 2 + (3,9) 2 =114,93кВ.

1.3 кесте − Электр беріліс желілерін буындармен есептелуі

Бірінші буын. Буын соныңдағы активі қуат Р1 = 14,555 МВт. Реактивті
қуат трансформатордың бос жүріс кезіндегі қуат шығыны және Qc зарядтық
қуат желісімен есептелінеді:

Qc = BU2 , мВАР,

(1.27)

Qc = Q’2 + Qxx

U 1
U1

– B2 U21 , мВАР.

(1.28)

Q2 = 2,103 + 0,075

114,9
110

– 1.37 10-6 114,92 = 1,09 мВАР.

Буындағы қуат шығыны:

∆Р1 =

2

U 21

2

R12 , МВт,

(1.29)

∆Р1 =

2,5432 1,09 2
114,9 2

11,25 = 65 МВт.

∆Q1 = 1 2

2

U 2

2

X12 , мВАР,

(1.30)

31Буы
номе
рі
Буын
соныңда
ғы
кернеу
U, кВ
Буын
соныңдағы
қуат
Қуат
шығыны
Кернеу
шығыны
Буын
басындағы
қуат
Буын
басынд
ағы
кернеу,
U, кВ
Буы
номе
рі
Буын
соныңда
ғы
кернеу
U, кВ
P,
МВт
Q,М
ВАр
∆P,
МВт
∆Q,
МВА
Р
∆U,
кВ
U,
кВ
P,
МВт
Q,
МВА
р
Буын
басынд
ағы
кернеу,
U, кВ
2
110
2,525
1,894
0,018
0,215
4,86
-3,9
2,543
2,109
114,9
1
114,9
2,543
1,09
0,0065
0,0063
0,35
0,14
2,55
1,096
115,25
Р 2 Q 2
P Q1

∆Q1 =

2,5432 1,09 2
114,9 2

11 = 0.0063 мВАР.

Буындағы кернеу шығыны:

∆U1 =

P1 R 12 Q1 X12
U 2

, кВ.

(1.31)

∆U1 =

2,543 11,25 1,09 11
114,9

= 0,35 кВ.

U1 =

P1 X12 – Q1 R 12
U 2

, кВ.

(1.32)

U1 =

2,543 11 – 1,09 11,25
114,9

= 0.14 кВ.

Буын басындағы қуат пен кернеу:

Р1 = Р2 + ∆Р1 , МВт.

Q1 = 1,09 + 0.0063 = 1,096 мВАР,

Р1 = 2,543 + 0,0065 = 2,55 МВт.

U1 = (U1 U1 ) 2 U12 , кВ

U1 = (114,9 0,35) 2 0,14 2 = 115,25 кВ.

Пайдалы беріліс коэффициенті:

(1.33)

(1.34)

=

2,525
2,55

= 0,99 .

=

Р 3
Р1

,

(1.35)

Осы жағдайда:

tg =
Q1
P1

,

(1.36)

32

tg =

1,096
2,550

= 0,43.

Осыдан:

cos = 0,92.

Желідегі барлық кернеу шығыны:

∆U % = U1 – U3 ,

(1.37)

∆U = 115,25 – 110 = 5,25 кВ немесе 4,8%.

Осылай тандалынған трансформатордың типі мен қуаты, (3 70) мм2
көлденен қимасы және АС сым маркасы жоспарланған есептік қуатты
жетерлікті жоғары ПӘК-пен жеткізеді = 0,99.

1.3.6 Кернеуі 10 кВ таратушы тораптардың көлденен қимасы.
Сымды тандауды эквиваленттік қуат арқылы қарастырамыз.
Берілген желі аумағында максималды есептік қуат Smax анықталады.
Эквиваленттік жүктеме мына формула арқылы анықталады:

Sэкв = Smax kд ,

(1.38)

мұндағы kд – жүктеменің өсу серпінділігін ескеретін коэффициенті,
қайта құрылған тораптар үшін kд = 0,7 [1].Алдын – ала [1]
желінің әр аумағына сымның көлденен қималары
анықталады.

Қуаттың есептік жылы Smax үшін тандалынған көлденен қима арқылы
кернеулер шығыны анықталады. Егер кернеу шығыны шамадан тыс болса, сол
аумақ қатарларынын бас жағынан бастап қосымша үлкен көлденен қималар
кестеден алынады [1].
Есептеу желідегі кернеу шығының тексеруден кейін бітеді және ол
жіберілетін шамадан аспауы қажет.

33

1.4 кесте 35 110 кВ кернеулі қоректенгіш желілерді есептеу.

34 Есептік
аумақтың
номері
Аумақтың
суммалық қуаты
S p= Sp , кВА

Аумақтың есептік
қуаты
Sp = Kодн Sp
Сымның
көлденен
қимасы және
маркасы
Есептік аумақтың
ұзындығы L, км
Есептік аумақтағы
кернеу шығыны
1
2
3
4
5
6
7
Нұсқа I
0-1
14941
0,8
11953
АС – 70
50
0,9
1-2
7495
0,8
5996
АС – 70
38
0,35
1-4
2291
1
2291
АС – 70
25
0,11
1-5
2286
1
2286
АС – 70
30
0,1
2-3
3992
1
3992
АС – 70
24
0,2
Нұсқа II
0-1
14941
0,8
11953
АС – 70
50
0,9
1-2
7495
0,8
5996
АС – 70
38
0,35
1-4
4577
0,8
3662
АС – 70
25
0,14
4-5
2286
1
2286
АС – 70
23
0,1
2-3
3992
1
3992
АС – 70
24
0,2

1.5 кесте 10 кВ кернеу тораптапрын есептеу

35 Есептік
аумақтың
номері
Аумақтың
суммарлық
қуаты
S = S , кВА
Аумақтың
есептік қуаты
S , кВА
Аумақтың
эквиваленттік
қуаты Sэкв= S
Kq, кВА
Сымның
көлденен
қимасы мен
маркасы
Есептік
аумақтың
ұзындығы
L, км
Есептік
аумақтың
кернеу шығыны
∆U,%
1
2
3
4
5
6
7
қст Рахат
Ж – 1
1105
884
619
А – 50
14,5
8,7
Ж – 2
1253
1002
701
А – 50
12,4
7,2
Ж – 3
494
395
277
А – 50
11,0
5,6
Ж – 4
575
460
322
А – 35
8,2
3,1
қст Карагайлы
Ж – 1
1363
1090
763
А – 50
12,6
7,3
Ж – 2
2029
1623
1136
АС – 70
11,0
7,8
Ж – 3
900
720
504
А – 50
13,8
8,8
Ж – 4
531
425
298
А – 50
11,0
5,9
қст Акжар
Ж – 1
334
267
187
А – 50
10,6
4,4
Ж – 2
1225
980
686
АС – 70
18,2
5,4
Ж – 3
966
773
541
А – 50
16,0
8,2
қст Таусамалы
Ж – 1
1326
1061
743
АС – 70
21,8
7,3
Ж – 2
1766
1413
989
АС – 70
14,9
8,1
Ж – 3
675
540
378
А – 50
15,3
6,1
қст Курамыс
Ж – 1
494
395
277
А – 50
19,7
6,2
Ж – 2
739
591
414
А – 50
20,2
8,2

РТП 11010 кВ

№1

№2 №3 №4

№5

1,4 км
1,5км
1,6 км
1,2 км
1,3 км

Л -1
5,2 км
2,2 км
2,0 км
2,0 км
1,8 км

Л -2

5,4 км
1,8 км
1,5 км
1,2 км
1,3 км

Л – 3

Л – 4

1,0 км

№6

1,0 км

№7

1,4 км

№8

1,3 км

№9

№10

1,2 км

5,0 км

4,7 км

1,4 км

№15

1,1 км

№11
2,1 км

1,4 км

№16
1,6 км

1,0 км

№12
1,5 км

1,2 км

№13
1,4 км

1,5 км

№14

1.14 сурет – «Рахат» қосалқы стансасына жалғанған ӘЖ – 10кВ тораптар сымының көлденен қимасын анықтау есептік
сұлбасы.

36

РТП 11010 кВ

№1
1,2 км

№2
1,0 км

№3
1,0 км

№4

1,0 км

№5

1,5 км

Л -1

4,0 км

№6
1,4 км
2,1 км

№7
1,4 км
2,0 км

№8
1,3 км
1,5 км

№9
1,2 км
1,5 км

№10
1,0 км

Л -2
3,5 км
1,0 км
2,0 км
2,0 км 1,5 км

№11
1,7 км

№12
1,6 км

№13
1,2 км

№14
1,0 км

№15
1,2 км

№16
1,3 км

Л -3
3,0 км
2,2 км
2,0 км
1,5 км
1,8 км
2,0км

№17
1,3 км

№18
1,3 км

№19
1,4 км

Л – 4
3,3 км
3,0 км
3,3 км

1.15 сурет – «Карагайлы» қосалқы стансасына жалғанған ӘЖ – 10кВ тораптар сымының көлденен қимасын анықтау
есептік сұлбасы.

37

РТП 11010 кВ

№1
1,0 км

№2
1,2 км

№3
1,6 км

№4
1,2 км

№5
1,3 км

Л -1

2,5 км
2,0 км
1,5 км
1,3 км
2,0 км

№6
1,4 км

№7
1,2 км

№8
1,3 км

№9
1,1 км

№10
1,0 км

№11
1,0 км

№12
1,0 км

Л – 2
3 км

№13
2,0 км

№14
2,5 км

№15
3,0 км

№16
3,0 км

№17 №18
2,0 км

№19
1,7км

1,2 км 1,8 км
Л – 3 3,5 км 2,5 км
1,5 км
2,0 км
2,0 км
1,5 км
2,0 км
1,6 км
3,0 км
1,8 км
1,1 км
2,0 км

1.16 сурет – «Акжар» қосалқы стансасына жалғанған ӘЖ – 10кВ тораптар сымының көлденен қимасын анықтау есептік
сұлбасы.

38

РТП 11010 кВ

№1 №2

№3

№4 №5

№6 №7 №8

1,2 км 1,3 км
1,4 км
1,6 км
1,2 км
2,0 км
2,2 км 3,1 км

Л – 1
4 км 2,2 км
3,0 км 3,0 км
2,5 км
2,5 км
1,5 км 1,8 км

Л -2

3,5 км
3,3 км
2,0 км
2,0 км
1,4 км
1,3 км

Л – 3

3,1 км

№9

2,1 км

№10

2,2 км

№11

1,8 км

№12

1,6 км

№13

1,4 км

№14

4,3 км

3,1 км

№15
3,3 км

1,2 км

№16
3 км

2,0 км

№17
2,5 км

2,2 км

№18

1.17 сурет – «Таусамалы » қосалқы стансасына жалғанған ӘЖ – 10кВ тораптар сымының көлденен қимасын анықтау
есептік сұлбасы.

39

1.18 сурет «Курамыс» қосалқы стансасына жалғанған ӘЖ – 10кВ тораптар сымының көлденен қимасын анықтау
есептік сұлбасы.

40

1.4 Қосалқы стансаның таратушы құрылғыларының сұлбасын
тандау

Қосалқы стансаның таратушы құрылғыларының сұлбалары барлық
кернеулерде жалғану саны және қосалқы стансаның мақсаты есебімен
тандалынады.
Қосалқы станса сұлбаларын тандағанда тұтынушылардың электрмен
қамту сенімді, қосалқы станса арқылы қуатты өткізе алатын, сұлбанаң бөлек
элементтерінде көрші жалғаныстарды өшірмей жөндеу жұмыстарын өткізетін,
кейінгі даму перспективасы болуы қажет.
«Таусамалы » трансформаторлы қосалқы станса барлық нұсқаларға
түйінді болып келеді, 110 кВ таратушы құрылғылар схемасы бір жұмыс
істейтін секциялы және бір айналымды шина жүйесі арқылы орындалады.
«Курамыс», «Акжар», «Карагайлы» қосалқы стансасы тұйықты болып
келеді. Қосалқы станса схемасы екі блок сияқты желі – трансформатор
қоректенетін желі жағында автоматты перемычка және қысқа тұйықталғыш,
ажыратқыштар орнатылады. «Рахат» қосалқы стансасы отпайкалармен
жасалынған.

1.5 Қысқа тұйықталу тоғын есептеу

Қысқа тұйықталуды есептеу электр аппараттарымен тоқбастаушы
құрылғыларды таңдау және оларды тексеру, қысқа тұйықталу тоғы көлеміне
шектеу қою керектігін анықтау және релейлік қорғаныс құрылғылары,
автоматиканы жобалау мақсатымен өткізіледі.
Энергожүйе берілгендері бойынша жалғану орнында қоректенетін
жүйенің қысқа тұйықталу үшфазалық қуаты Sк.с= 1000 МВА. Есептеу
салыстырмалы бірліктерде өткізіледі. Базистік қуат қабылданады S = 100
МВА. Сұлба элементтерінің кедергісі анықталады.
Жүйе кедергісі:

Әуе желілерінің кедергісі:

Хс =

Хс =

S
Sкс

100
1000

= 0,1

(1.39)

Х =

X 0 L S
U 2 ср н

41

(1.40)

r=

r0 L S
U 2 ср н

(1.41)

мұндағы х0, r0 – 1 км сымның индуктивті және активті кедергісі
[12],Омкм,
L – желі ұзындығы, км.

Активті кедергі тек бір шартпен ғана есептеледі:

3

мұндағы r , x – қысқа тұйықталу нүктесіне дейінгі суммарлық активті
және реактивті кедергісі.

Трансформатор кедергісі

Хт =
100
Трансформаторлар үшін Sн630 кВА r 0, кедергі Хн% Uк%.

42

(1.42)r 1 x ,
Х н %

АС-70

38км

АС-70
24 км

К-3

115 кВ

10,5 кВ

К-4

АС-70

38 км
АС-70
24 км

115 кВ
115 кВ
К-5
2х2500 кВА

АС-70

50 км

АС-70

К-1

115 кВ

10,5 кВ

К-2

10,5 кВ

115 кВ
10,5 кВ

50 км
2х2500 кВА
АС-70

30 км
АС-70
30 км
АС-70
25 км
К-9
К-10
АС-70
25 км 115 кВ 2х2500 кВА
10,5 кВ

1.19 сурет – ҚТ тоғын … жалғасы

Дереккөз: https://stud.kz