Трансформаторлар қуаттарын, қосалқы стансадағы трансформатор қуаттарын және желідегі қуаттар шығыны анықтау

0
298

Аңдатпа

110 кВ электр желілердегі қосалқы стансаға есеп жүргізілді. Таңдалған
схемаларға қуаттардың таралуы анықталды. Сым маркасын және қимасын,
электр желідегі номиналды кернеу таңдалды. Таңдалған трансформаторлар
қуаттарын, қосалқы стансадағы трансформатор қуаттарын және желідегі
қуаттар шығыны анықталды. Қосалқы стансалар конструктивті орындалуы
және сұлбаларының дұрыс қосылулары таңдалды. Екі нұсқаға технико-
экономикалық салыстыру жүргізілді. 110 кВ желіде апаттан кейінгі және тағы
басқа режимдерде қарастырылды.

Аннотация

Произведен расчёт электрической сети 110 кВ для двух подстанций .
Произведено определение предварительного распределения мощностей в
выбранных вариантах схем.
Выбраны класс номинального напряжения электрической сети, сечения
и марки проводов.
Определены потери мощности в линиях, выбор числа и мощности
трансформаторов на подстанциях, мощности в выбранных трансформаторах.
Выбраны схемы внешних соединений подстанций и их конструктивное
выполнение. Проведено технико – экономическое сравнение двух вариантов.
Расмотрены вопросы сети после авариного режима электрических сетей
110кВ.

Annotation

Calculation of 110 kV electric networks for the two substations. Produced by
definition preliminary capacity allocation schemes in selected embodiments.
Selected class rated voltage electrical network, cross-section and the brand
wires. Defined power loss in the lines, the choice of the number and capacity of
transformers in substations, power transformers selected.
Selected external wiring of substations and their constructive performance.
Conducted a feasibility comparison of the two options.
Examined issues of the network after Avarin mode 110kV electrical networks

Мазмұны

Кіріспе
1. Электрлік желі режимдерін есептеу
2. Максималды жүктеме режиміндегі ажыратылған желіге есеп
2.1 Тұйықталмаған торап желілері бойындағы келтірілген
қуаттарды тарату
2.2 Сымдардың маркасы мен қимасын таңдау
2.3 Желідегі параметрлерді есептеу
2.4 Ажыратылған желідегі буындар бойынша қуаттар ағынын есептеу.
3. Максималды жүктеме режимінде тұйықталған желіні есептеу
3.1 Тұйықталған желі бойынша келтірілген қуатты бөлу
3.2 Сымдарды таңдау
3.3 Тұйықталған желідегі түйіндердің есептік жүктемесін және
желідегі параметрлерін анықтаймыз.
3.4 Тұйықталған желідегі есептік жүктеменің линия бойынша тарату
3.5 Тұйықталған желіде буындар бойынша қуат ағынын есептеу
4. Желі сұлбасының технико – экономикалық нұсқаларын салыстыру
4.1 Электрлік желі сұлбасын таңдау
4.2 Тұйықталмаған желінің есептік шығыны
4.3 Тұйықталмаған желідегі есептік шығын (нұсқа 2)
4.4 Варианттарды қолайлы таңдау және есептік шығындарды
салыстыру
5. Минималды жүктеме режимінде ұтымды тұйықталмаған желідегі қуат
шығынын және ағынын есептеу
5.1 Трансформатордағы қуаттар шығыны
5.2 Желідегі қуаттар шығыны мен ағынын есептеу
6. Апаттан кейінгі режимдегі тұйықталмаған желідегі қуаттың шығыны
мен ағынын есептеу
7. ҚС барлық режимдердегі кернеуді есептеу
7.1 Максималды режим
7.2 Минималды режим
7.3 Апаттан кейінгі режим
8. Кернеуді реттеу
8.1 Максималды жүктеме режимі
8.2 Минималды жүктеме режим
8.3 Апаттан кейінгі режим
9. Өмір тіршілік қауіпсіздігі
9.1 110кВ. қосалқы станцияларындағы ащық тарату құрылғысында
найзағайдан қорғану.
9.2 Электр қауіпсіздігін қамтамасыз ету. Қадамдық және жансу
кернеулерлеріне есептер жүргізу
9.3 Қосалқы станциядағы өртке қарсы қойылатын шаралар

Қорытынды
Қолданылған әдебиеттер тізімі
Қосымша А

Кіріспе

Тарату (жергілікті) электрлік желілер – бұл әуе және кәбілді желілері
бар желілер. Оларда көптеген желі, трансформаторлар және, олардың есеп
режимдерін көлемді ететін жүктеме түйіншіктері бар. Сонымен қатар, мұндай
желілер олардың есептерін ескере отырып, режим есептерін қысқарта алады.
Келесі жеңілдетулерді негізге ала отырып, жергілікті желілердің
электрлік есептеулерді жүргізуге болады:
Жергілікті желілердің зарядтық қуаты олардың өткізгіштік қабілетімен
салыстырғанда, желінің зарядтық қуаты ескерілмейді.
Белгілі болғандай, кабельдік желілер үшін олардың индуктивті кедергісі
ескерілмейді. Олардың фазалар арасындағы ара қашықтығы басқалармен
салыстырғанда әуелік желі кедергілері азырақ болады. Бұдан басқа, жергілікті
желілердегі өткізгіштер қимасы аздаған болып жасалады, сондықтан олардағы
активті кедергілер индуктивтіден бірнеше есе асады.
Трансформатордың бос жүріс шығындарын ескермесек те болады.
Олардың шамасы аздаған қателікпен анықталады, яғни жүктеме
түйіндеріндегі қуат белгілі. Бос жүріс шығындары тек активті қуат
шығындары есептеген кезде және барлық желі бойындағы электроэнергияны
есептегенде екеріледі.
Желідегі қуат ағындарын есептеген кезде, кейбір жағдайларда қуат
шығындары ескерілмейді: желінің басындағы және соңындағы қуат бірдей
деп санаймыз. Аталған мүмкіндік баламалы болады, яғни барлық желі
түйіндеріндегі номиналды кернеу шамасы бірдей деп қабылданады. Әдетте,
желідегі қуат шығыны жергілікті немесе желідегі энергия шығынын
бағалаумен анықталады
Номиналды кернеумен анықталатын, түйіндердегі кернеуді есептеу
кернеу шығынымен есептеледі. Бұл кернеу құлауының көлденең қимасын
елемейтінін көрсетеді.
Әдетте, жергілікті электрлік желідегі режимді есептеу желі
бөліктеріндегі қуатты (ток) және түйіндердегі кернеуді анықтауға алып келеді.
Мәні төмен нүктедегі кернеу шамасы рұқсат етілген мәннен аз болады.
Түйіндегі кернеулердің ең төмен кернеуін анықтаудың орнына, әдетте
кернеудің ең үлкен шығынын табамыз. Олардың орнына қорек көзінің кернеуі
мен аздаған кернеу түйіні арасындағы айырмашылықты аламыз.
Әрбір жоба үшін подстанциядағы ТҚ схемасы, күштік
трансформаторлар және өткізгіштер қимасы таңдалып алынады; кернеу
шығыны мен қуат шығыны есептелінеді.
Апаттан кейінгі режимде және төменгі жүктеме режимінде есептелетін,
электрлік есеп үшін техникалық салыстыру негізгі ұтымды вариант таңдалып
алынады. Реттеуші кернеу барлық режимдерде іске асырылады.

1 Электрлік желі режимдерін есептеу

Электрлік желі режимдерін есептеудің белгіленуі келесілер болып
табылады:
– желі параметрлері мен сұлбасын таңдау, яғни желі элементтерінің
жүктелуін анықтаймыз және күтілетін қуат ағынының өткізгіштік қабілетіне
сай, сондай – ақ, трансформатор қуаты мен сымдар қимасын таңдауға да
байланысты;
– кернеуді реттеу тәсілдерін таңдау, реактивті қуатты компенсациялау
және ағын таратуды оптимизациялау; электр тораптарындағы электр энергия
мен қуат шығындарының өзгеру тенденциясын шығару және оларды шектеу
бойынша жүпгізілетін тәсілдерді жасау;
– электр энергиялық жүйенің (ОЭС) тұрақтығын қамтамасыз ету
бойынша жүргізілетін әдістерді шығару.
Энерго жүйе мен электрлік желілерді сұлбаларын дамыту сұлбаларында
аталған мақсатқа жету үшін келесі жұмыс режимдерінің есептеулері
жүргізіледі:
– статикалық тұрақтылық (ОЭС жүйе құрушы торап үшін); динамикалық
тұрақтылық (сұлбалардағы электростанция қуатын шығару үшін); ҚТ
токтары.
Негізгі электрлік желілер мен энергожүйелер үшін сұлбасы мен
параметрін таңдау:
– жоспарланатын және авариялық ремонт кезінде электростанцияның
негізгі құрылғысын табудың орташа шарттарымен сипатталатын
жоспарланатын қуат ағындары;
– жоспарланатын және авариялық ремонт кезінде электростанцияның
негізгі құрылғысын табудың жайсыз әсерлерімен сипатталатын максималды
қуат ағынының есептері.
ОЭС арасындағы жоспарланатын қуат ағыны келесідей:
– энергожүйенің қарастырылатын бөліктеріндегі максималды жүктеме
арасы;
– транспорт жағармайын энергожүйенің бір бөлігінен екіншіге жіберетін
электроэнергияны жіберудің экономикалық эффективтілігі немесе бір ОЭС –
те орналасқан энергияны үлкен ГЭС – тер қуатын қолдану, жүктеме
графигінің айнымалы бөлігінде басқа ОЭС қолданылады;
– жүктеме, ОЭС максимумы өскен кезде электростанциялардағы ірі
энергоблоктар қуатын енгізу сай болмауына байланысты.
Алыс аралықтарға үлкен өткізгіштік қабілетін арттыратын Ресейлік ЕЭС
функциялануын қамтамасыз етеді және аварияның мүмкін ажырауларын жою
үшін максималды рұқсат етілген өшу мәндерін қалыпты сұлбадағы және
қалыпты жұмыс режиміндегі қатыстық дефициттер қуатын қабылдауға
болады. Олар біріккен энергожүйенің қабылданатын бөліктеріндегі қуат
жүктемелеріне тәуелді болады.

Каскадты авария дамуын жою келесідей, қабылданатын ОЭС – тегі
қатыстық қуат дефициті максималды жүктемеден 5 – 10 % аспау керек.
Сенімділік шарттарына сай қосалқы станцияда екі трансформатор
пайдаланамыз. Трансформатордың номиналды қуаты Sном келесідей
таңдалады, максималды жүктеме режимінде қосалқы станциядағы бір
трансформатор ажыраған кезде, қосалқы станциядағы екінші трансформатор
барлық жүктемені өзіне қабылдап алады. Трансформатордың асқын жүктелуі
бес күн ішінде алты сағат бойынша номиналды қуаты 40% – ға дейін жүктеуге
жетеді.
№1 қосалқы стансасы үшін режимдерге есептер жүргіземіз
Сәйкесінше АО АЖК жобаланатын желі учаскесінде кернеуі 110кВ –
тық екі қосалқы стансасы 11010 кВ – ты максималдық жүктеме режиміндегі
келесі параметрлерімен:
№1 Қосалқы стансасы үшін

Р1= 42 МВт және cosφ= 0.9.

Осы қосалқы станса үшін максималды жүктеме режиміндегі толық
жүктемені осы өрнектен анықтаймыз :

S1=

=

= 46,7 МВА.

Максималды жүктеме режимінен реактивті жүктемені осы өрнектен
анықтаймыз:

Q1= √

=√

=20 МВар.

Трансформаторлар 40% жұмыс істесе есептік жүктемені анықтаймыз,
онда нормалды режимдегі қуатты мына өорнектен анықтаймыз:

S1 нор. =

=

=33,35 МВА.

Екі трансформатор қабылдаймыз тАа ТР ДН-2500011010.
№2 қосалқы стансасы үшін

Р2= 15 МВт және cosφ= 0.9

Осы подстанция үшін максималды жүктеме режиміндегі толық
жүктемені ос өрнектен анықтаймыз:

S2=

=

= 16,7 МВА.

Максималды жүктеме режимінен реактивті жүктемені осы өрнектен
анықтаймыз:

Q2= √

=√

=7,3 Мвар.

Трансформаторлар 40% жұмыс істесе есептік жүктемені анықтаймыз,
онда нормалды режимдегі қуатты мына өрнектен анықтаймыз:

S2 нор. =

=

=12 МВА.

ТРДН-1600011010 түрдегі екі трансформаторды қабылдаймыз

1 кесте – Трансформатор параметрлері

Келтірілген қуат – ол қосалқы стансадағы трансформатордағы кіріс қуат.
Шығын мен келтірілген қуатты есептеу үшін Г-тәріздес орын басу
сұлбасын екі орамды трансформаторды қолданамыз.

Орын басу схемасын келтіреміз (сур.1.1) №1 трансформаторлық
қосалқы стансасы үшін

1.1 сурет – Трансформатордың орын басу сұлбасы

Орын басу сұлбасының параметрлерін анықтаймыз:

Қосал
қы
станс
а
Трансф
-р түрі
Sном
МВА
Реттеу
шегі
Берілгендер тізімі
Есептік берілгені
Қосал
қы
станс
а
Трансф
-р түрі
Sном
МВА
Реттеу
шегі
Uном

%
∆Рк
кВ
т
∆Рх
кВт
Ix,
%

Ом
Хт
Ом
∆Qх
кВа
р
Қосал
қы
станс
а
Трансф
-р түрі
Sном
МВА
Реттеу
шегі
ЖК
Т
К

%
∆Рк
кВ
т
∆Рх
кВт
Ix,
%

Ом
Хт
Ом
∆Qх
кВа
р
ҚС-1
ТДН-
25000
11010
16
+-9х1,78%
115
11
10,5
125
25
0,7
3,2
56
180
ҚС-2
ТДН-
16000
11010
16
+-9х1,78%
115
11
10,5
85
19
0,7
4,38
86,7
112

Активтік кедергі

Rэкв.т1=

=

= 1,6 Ом.

Реактивтік кедергі

Хэкв.т1=

=

= 28 Ом.

Стальдік сердечниктегі қуаттың шығыны:

Активтік

∆Рст1=n ∙∆Px=2∙25=50кВт.

Реактивтік

∆Qст1=n∙∆Qх=2∙180=360кВар.

Транформатордағы мыс

орамдарының

шығынын

анықтаймыз

(кедергілері Rт1 және Хт1 ),
Активтік қуаттың шығыны

∆Р1= ∙(

) ∙ ∆Рк = ∙(

) ∙125∙10-3 =0,085 МВт.

Реактивтік қуаттың шығыны

∆Q1 = ∙

= ∙

= 0,73 Мвар.

Бастапқы буынның қуат ағыны

Sб.бу.1=S1+∆S1= (Р1+jQ1)+ (∆P1+j∆Q1) = (42+j20) + (0,085+j0,73) =
42,085+j20,73(МВА).

1 Түйіндегі келтірілген қуат

Sкелт1= Sб.бу.1. +Sст1=(42,085+j21,14)+(0,05+j0,36)= 42,135+j21,5 (МВА).

№2 екі трансформаторлы қосалқы стансасы Г- тәріздес орын басу
сұлбасын (сур. 1.2) қолданып келтірілген және шығынды есептейміз,

1.2 сурет – ҚС-2 трансформаторындағы екі орамды
орын басу сұлбасы

Орын басу сұлбасындағы параметрлерін анықтаймыз:

Активтік кедергі

Rт2=

=

= 2,16 Ом.

Реактивтік кедергі

Хт2=

=

= 43,35 Ом.

Стальдік сердечниктегі қуаттың шығыны:
Активтік

∆Рст1=n ∙∆Px=2∙19=38кВт.

Раективтік

∆Qст1=n∙∆Qх=2∙112=224кВар.

Транформатордағы мыс

орамдарының

шығынын

анықтаймыз

(кедергілері Rт2 және Хт2 ),
Активтік қуаттың шығыны

∆Р2= ∙(

) ∙ ∆Рк = ∙(

) ∙85∙10-3 =0,046 МВт.

Реактивті қуаттың шығыны

∆Q2 = ∙

= ∙

= 0,23 Мвар.

Бастапқы буынның қуат ағыны

Sб.бу.1=S1+∆S1= (Р1+jQ1)+ (∆P1+j∆Q1) = (15+j7,3) + (0,046+j0,23) =
15,046+j7,23(МВА).

1 түйіндегі келтірілген қуат

Sкелт1= Sб.бу.1. +Sст1=(15,046+j7,23)+(0,038+j0,224) =15,084+j7,262 (МВА).

2. Максималды жүктеме режиміндегі ажыратылған желіге есеп

Тұйықталмаған желіден ықтимал үш варианттан ең кіші суммарлық
ұзындық түзуін аламыз (сур. 2.1).

2.1 сурет – 110 кВ желідегі есептік схемасы

2.1 Тұйықталмаған

торап

желілері бойындағы

келтірілген

қуаттарды тарату

Тұрақталған жұмыс режиміндегі есептерді орындаған кезде, торап
үшін келесі негізгі шарттарды қолдануға рұқсат етіледі. 110 кВ және одан
жоғары желі режимдерін есептеу кезінде желінің толық сұлбасы үшін барлық

желілер мен трансформаторлар қосылады.
110 – 330
кВ
желілерінде

тұйықталмаған нүктелердегі мақсатқа жету негізделуі керек. 35 кВ және одан
жоғары желі режимдерін есептеген кезде тұйықталмаған тораптар
қабылданады.
Есептеулер кезінде электростанция қуаты олардың жұмыс режимдерінің
қалыпты ұзақтығымен сай қабылданады; осылайша, электросанция
агрегаттары өшірілгенде жайсыз жағдайлармен салыстырғанда желі құрушы
жүйенің максималды есептік жұмыс режимдері тексеріледі.

1- 2 аумағындағы есептік жүктемені анықтаймыз

S1-2=Sкелт.2=15,084+j7,262 МВА.

А-1 аумағындағы есептік жүктемені анықтаймыз

SА-1=S1-2+Sкелт.1=(15,084+j7,262)+( 42,135+j21,5)=
=57,219+j28,397 МВА.

2.2. Сымдардың маркасы мен қимасын таңдау

Қима электр беріліс желісінің басты параметрі болып табылады.
Сымдарды таңдау келесідей жүргізіледі:
– тексерілуі бар jэк экономикалық тығыздығына сай;
– тәж шығындарына сай;
– авариядан кейінгі режимде рұқсат етілген токка сай.
Жобаланатын желідегі сымдар қимасын таңдау келесілерді ескере
отырып таңдалады: технико – экономикалық көрсеткіштер; авариядан кейінгі
шарттардағы сымның қызуының өткізгіштік қабілеті бойынша; әуелік желінің
сымдарының механикалық беріктігі; тәж пайда болу шарттары (ауа – райы
шарттары жақсы болған кезде тәжге берілетін белгілі қуат шығындары
болмайды және электроэнергияның жылдық қатыстық шығындары аз
болады). Оқу жобасында электрлік торапты тексеру тұрақтылығы, белгілі
болмаса немесе қысқа тұйықталу мәндері белгілі болмаса, қысқа тұйықталу
кезінде жүргізілуі мүмкін.

Жоғарыда айтылған шарттарға
сай әрбір сымның қимасын

қарастырайық.
Электрлік желідегі сымдардың қимасын таңдау келесідей орындалуы
қажет, олардағы капитал шығындар мен торап желісі ғимаратын құру
арасындағы оптималды ара қатынасқа сай болады, сымдар қимасы артқан

кезде энергия
шығынымен байланысты қаржы шығындары артады, ал

сымдар қимасы артқан кезде кішірейеді. Бұл оптималды ара қашықтықты
анықтау қиын мақсат болып табылады, ол сым қимасын анықтауға алып
келеді, аздаған шығындарға сай болады. Әдетте, бұл мақсатқа жетудің
жеңілдетілген түрін ПУЭ – ге сәйкес, токтың экономикалық тығыздығы үшін
сымдар қимасын есептейміз.
Сымдар мен кабельдер қимасы әдісі минималды шығындарға сай
экономикалық қимасын табуға негізделеді. Өткізгіштің минималды қимасын
таңдау ұзақ режимнің ток қызуына, термиялық тұрақтылыққа және
механикалық беріктікке байланысты, сондай – ақ, техникалық қарастыруларға
сай кернеудің рұқсат етілген шығындарына алып келеді. Берілген
сипаттамаларға сай қималарды тексеру олардың ең көп қимасын анықтайды,
олардың көмегімен стандартты қима таңдалады. Бұл кезде экономикалық
сараптамаларды назарға аламыз, оларды есептеу өткізгіш қимасының артуына
алып келеді, демек капитал салымдар да артады [1]. Сым қимасының артуы
электроэнергия тарату кезінде шығындардың кемуіне алып келеді және
капитал салымдар электроэнергия шығындарын төмендеу есебінен өтеледі.

Мақсатқа сай экономикалық қиманы таңдау критерийі келтірілген шығынның
минималды шығындары болып табылады. Келтірілген шығынның минималды
мәніне сәйкес келетін қима – экономикалық қима деп аталады. Экономикалық

қима токтың экономикалық тығыздары нормаланған
мәннің немесе

жүктеменің экономикалық интервалына сай таңдалуы мүмкін [2]. Қима артқан
кезде желіні құруға арналған шығындар, амортизациялық аударылымдар,
жөндеу мен қызмет көрсетуге арналған шығындар да артады (2.2 сурет З1)),
қуат шығындары мен электроэнергия шығындарымен байланысты (2.2 сурет
З2).

2.2 сурет – Қимадан келтірілген шығынның тәуелділігі

2.2 суретте көрсетілген З1=З2 және суммарлы шығын минималды
болады. Осы нүктега қатысты қима экономикалық қима деп атайды:

Fэк =

; мм2

(2.1)

мұндағы

шығындардың минимум лайықты сызықта фазаларда

jэк – тоқтың экономикалық тығыздығы, Амм2, келтірген

өткізгіштерде таңдаулы қимада тоқтар тығыздық электр
берілісі.
Қималардың таңдау ретін тоқтың экономикалық тығыздық әдісі арқылы
таңдау келесіде көрсетілген:
1) Imax – желідегі максималды тоқты табады, ол тоқ аса көп жүктеме
режиміндегі желідегі тоқ.
2) тоқтың экономикалық тығыздығын jэк мәнін Тасакөп тәуелділігінен
табады.
3) Экономикалық қиманы (2.1) формуласы арқылы табады.
4) Ең жақын стандарттық қиманы таңдайды.
Таңдап алынған стандартты қимаға тексеру жасайды:
Нормалы қыздыру бойынша және авариядан кейінгі режимдерге;
Нормалды және авариядан кейінгі режимдегі кернеудің мүмкін
болғанша шығындалуын;

Механикалық беріктігіне.
Тоқтың экономикалық тығыздығы үшін Т=3600c.
Осыған тең болады:

jэк=1,1

А
мм

2

.

Сымдар қимасын таңдау әдісі токтың экономикалық тығыздығына
байланысты бірнеше кемшіліктерге ие болады. Бұл әдістің көптеген
кемшіліктері келесіге байланысты:
1) Cымдар қимасының стандартты шкаласы үзілісті (мысалы, 120, 150,
185, 240 мм2). Бұндай шарттарда қиманы анықтаған кезде, токтың
экономикалық тығыздық шамасы екі стандартты қима арасында жатқан болып
табылады. Есептік қиманы жақын стандартқа сай дөңгелектеу келесі
жағдайларда қажет мәнге жақындайды, әсіресе көптеген ұзақтықтыққа
тартылатын жоғары кернеу желілерінде қиын мақсат болып табылады;
2) Желі бағасының сым қимасына тәуелділігі тік жолақты сипатқа ие
болады деп жобалаймыз, шындығына келсек бұл тәуелділік қиынырақ болып
табылады;
3) Желі бағасының сым қимасына тәуелділігі номиналды кернеуі бірдей
барлық желілер және конструкциясы әртүрлі тіректер үшін бірдей болып
қабылданады;
4) Энергияның шығындарын жабуға кететін есептік шығындар барлық
электр беріліс желілері үшін бірдей қабылданады;
5) Косымша капитал салымдардың өтелу уақыты қазіргі уақытта
энергетикада қабылданған технико – экономикалық әдіс есептеріне сай 8
жылдың орнына 5 жылда өтеледі деп есептеледі;
Tоктың экономикалық тығыздығының мәнін анықтаған кезде, моментке
дейінгі желіні эксплуатациялау кірісі басынан бастап жүктеме есептік мәнге
дейін жеткенге дейін берілетін сигналдың өзгеруі сым қимасын таңдау кезінде
ескерілмейді.
Токтың экономикалық тығыздығының әдісіне сай келетін кемшіліктерге
орай, соңғы жылдары электр беріліс желілері және жоғары кернеу желілері
үшін сымдар қимасын таңдау қуаттың экономикалық интервалдарына сай
таңдалады.
Сымның қимасын таңдау үшін қуаттың экономикалық интервалдарын
келесі әдіс көмегімен анықтаймыз. 110 – 500 кВ желілерде қолданылатын
әртүрлі стандартты сым қималары үшін электроэнергия жіберу бағасы
жіберілетін қуат желісінің есептік қуатына тәуелді болып құрылады. Бұл
тәуелділіктердің қисықтары а және b нүктелерінде қиылысады. 0 – ден а – ға
дейінгі аралықтағы қуат интервалындағы сым қимасы F1 экономикалық қима
болып табылады, бұл кезде жіберудің есептік бағасы өте аз болады. а – дан b –
ға дейінгі аралықтағы қуат интервалындағы сым қимасы F2 экономикалық
қима болып табылады. Қорытындысында, технико – экономикалық

көрсеткіштерге сай сым қимасын таңдау үшін келесі шарттарды қолдануға
болады. Кернеуі 220 кВ – қа дейінгі электр беріліс желілері және электрлік
тораптар үшін сым қимасы токтың экономикалық тығыздығына сай таңдалуы
қажет.
Кернеуі 330 кВ – қа дейінгі және одан жоғары электр беріліс желілері
үшін сым қимасы технико – экономикалық есептеулерді негізге ала отырып
анықталады. Олар әртүрлі қималар сымдарына орай орындалған желінің
келтірілген шығындарына сай болады.
Жоғарыда келтірілген кернеуі жоғары барлық электр беріліс желілері
және электр тораптары үшін сымдар қимасын таңдау қуаттардың
экономикалық интервалдарына сай қабылданады.
Технико – экономикалық көрсеткіштерге сай таңдалған сымдар қимасы
авариядан кейінгі режимде жұмыстың рұқсат етілуі тексерілуі тиіс. Авариядан
кейінгі режимде электрлік желі сымдарымен қалыпты жүктемеден маңызды
түрде асатын ток ток жүріп өтуі мүмкін. Бұл жағдайда шығысында бір
тізбектің орнына екі тізбекке ие болуы мүмкін, сондай – ақ, қоректену пункті
біртекті болатын екі жақтан қоректенетін желілерді электрмен жабдықтау
тоқтатылған кезде. Осындай жағдайларда сымның таңдалған қимасы
авариядан кейінгі режимде ток ағып өткен кезде шектік рұқсат етілген
қыздыру шарттарын қанағаттандыруы қажет. Сым қимасын таңдау барысында
механикалық беріктілік шартын қанағаттандыруы керек.
Жоғарыда аталған шарттарға сай таңдалған сым қимасы тәж пайда болу

шарттарына да сай тексерілуі қажет.
Желі нұсқасының технико –

экономикалық таңдалуы кезінде критикалық кернеуді анықтау жолымен тәж
пайда болу мүмкіндігін бағалауға тиіспіз. Егер жобаланатын желінің
жұмыстық (номиналды) кернеуі немесе электр беріліс желісі критикалық
мәннен төмен болса, онда тәж орынға ие болмайды деп жобалаймыз.
А-1 желісі

Iраб А-1=

S А 1
3 U ном

57,2732 32,12 2
3 110

345 А

,

FэкА-1=
S А 1
n эк

345
2 1,1
157 мм 2 .

АС-150 сым маркасын таңдаймыз
Тәжге кеткен шығынды тексеру: Uном=110 кВ -70мм2 болғанда өткізгіш
қимасы тәждің мүмкін болғанша шығындалуынан аз болуы керек.
150мм270мм2- шарты орндалады.
Апаттан кейінгі режимдегі мүмкін болатын тоқ арқылы тексеру, бірінші
шынжыр айырылған кезде екінші шынжырдағы сым максималды жүктемедегі
Iапат.кей.= Iраб.А-1= 345 А екі еселі тоқты ұстап тұруы тиіс.

Қима үшін қыздыру бойынша мүмкін болатын тоқ 150мм2 тең 450А

345 А450А- шарты орындалады.
1-2 желісі

Iраб1-2=

S1 2
3 U ном

15,084 2 8,4 2
3 110

91А

,

Fэк1-2=
I рас1 2
n зк

91
2 1,1
2
41мм .

АС-70. таңдаймыз Iмүм.б.(70)=270А
Екі шартта орындалады:70мм2=70мм2
91А270А

2.3 Желідегі параметрлерді есептеу

110кВ әуе желісін есептегенде П-тәріздес орын басу сұлбасын
қолданамыз. А-1 және 1-2 желілерінен тұратын, тұйықталмаған желінің
(разомкнутой сети) орын басу сұлбасын құраймыз (сур. 2.3).

Сурет 2.3 Тұйықталмаған желінің орын басу сұлбасы

А-1 аумағындағы желінің параметрлерін анықтаймыз:
Активтік кедергі

RлА-1= ∙r0∙ ℓА-1 = 1 0,198 44 4,4 Ом.
2

Индуктивтілік кедергі

ХлА-1= ∙x0 ∙ℓА-1 = 12 0,42 44 9,24 Ом.

Желінің өткізгіштігі

ВлА-1=n∙В0∙ℓА-1 =2∙2,7∙10 -6∙44=237,6*10 -6 См.

Осы аумағындағы реактивті қуаттың кепілдігі

QА-1=Вл А-1∙U 2ном=237,6∙10 6*110 2=2,9 МВар.

1-2 аумағындағы желінің параметрлерін анықтау:
Активтік кедергі

Rл1-2= ∙r0∙ ℓ1-2 = ∙0,428∙58=12,4 Ом.

Индуктивтік кедергі

Хл1-2= ∙x0 ∙ℓ1-2 = ∙0,444*58=12,876 Ом.

Желінің өткізгіштігі

Вл1-2=n∙В0∙ℓ1-2 =2∙2,55∙10 -6*58=2958,*10 -6 См.

Осы аумағындағы реактивті қуаттың кепілдігі

Qв1-2=295,8*10 -6*110 2=3,579 Мвар.

Есептің нәтижесін 1.2 кестеге енгіземіз

1.2 кесте – Тұйықталмаған желінің параметрлері

2.4 Ажыратылған желідегі буындар бойынша қуаттар ағынын
есептеу.

Желінің аяғынын бастап, әрбір желінің басындағы және аяғындағы қуат
ағынын есептейміз.
1-2 аумағындағы аяғындағы қуат ағыны анықтаймыз. Желі
Сым
ℓ,
км
n
r0,Ом
км
Rл,
Ом
Хо,
Омкм
Хл,
Ом
В0,
Смкм
Вж, См
Qв,
МВар
А-1
АС-150
44
2
0,198
4,4
0,420
9,24
-6
2,7∙10
-6
237,6∙10
2,9
1-2
АС-70
58
2
0,428
12,4
0,444
12,8
-6
2,55∙10
-6
295,8∙10
3,6

Sаяғ.1-2=S2-j QB21 2 =(15+j8,4)- j

= 15+ j6,6 (МВ А).

1-2 аумағындағы басындағы қуат ағынын анықтаймыз.

Sбас.1-2=Sк. 1-2+∆S1-2=Рк.1-2+jQк.1-2 ,

Р 2 к .1 2 Qк21 2 .
U 2 ном
Р 2 Q 21 2
U ном
Х 1 2 (15 6,6)

15 2 6,6 2
110 2
(12,412 12,876) (15 6,6) (0,278 0,289) 15,362 6,894(МВА)

,

∆Р1-2=0,278 МВт; ∆Q1-2=0,289 МВар

А-1 аумағындағы аяғындағы қуат ағынын анықтаймыз.

Sаяғ.А-1 = Sбас.1-2 – j

-j

+ S1 = 15,362+j6,894-j

-j

+ 42,2 + j23,7

=57,6+j27,4МВА.

А-1 аумағындағы басындағы қуат ағынын анықтаймыз

Sбас.A-1=Sаяғ.А-1+∆SА-1=57,6+j27,4+

∙ (4,4+j9,2)=

=57,6+j27,4+1,5+j3,1 =59,1+j30,5 МВА ,
∆РА-1=1,46 МВт; Q=3,1МВар.

Қоректену көзінен желіге берілетін қуат

SА=Sбас.зв.пп-1-j

Qвип 1
2

59,013 30,489

2,875
2

59,013 29,052Мвар R1 2 к1 2 2
к

3. Максималды жүктеме режимінде тұйықталған желіні есептеу

Екі жақтан төмен болмайтын қорекке ие болатын магистральді
желілердің электрлік желісі тұйықталған деп аталады. Тұйықталған электрлік
желідегі әртүрлі жерде магистраль үзілуі тұтынушылардың электрмен
жабдықталуын бұзбайды. А және В екі қоректену көзі бар қарапайым
тұйықталған желі екі жақтан қоректенетін желі деп аталады. Бұндай желідегі
сым үзілуі және қоректену көзінің барлық электрмен жабдықтау немесе
электроэнергия тұтынушыларының көптеген бөлігінің істен шығуын
бұзбайды. Бірнеше қоректену көзі бар қиын тұйықталған желі электрмен
жабдықтаудың өте жоғары сенімділігін қамтамасыз етеді.
Тұйықталған желілердің кемшіліктері бағасы жоғары болуы және
материалдар шығынында. Сондай – ақ, тұйықталған желілерді қысқа
тұйықталудан қорғау радиалды қорғаныспен салыстырғанда қиынырақ.
Оларды екі жақтан қоректенетін желі ретінде қарастыруға болады, яғни
қосалқы станция байланыс желісі үшін қолданылады кейбір жағдайдарда
электрлік желілерге сай жұмыс жасайтын электростанция үшін. Көптеген
жағдайларда бір жақтан немесе екі жақтан қоректенетін қарапайым
тұйықталған желі қолданылады, олар авария немесе жөндеу кезінде
тұйықталады. Екі жақтан қоректенетін желідегі сымдар қимасын таңдау үшін
түсті металдардан жасалған сымдарды пайдалану тәртібін қарастырайық:
1. желі сымдарының қимасы беріледі немесе авариялық режимдер
бойынша анықтайды.
2. қоректену көздерінен ағып өтетін қуаттар немесе токтар мәнін
анықтаймыз, (5.78)…(5.89) теңдіктеріне сай.
3. активті және реактивті токтар немесе қуаттар үшін ток бөлімдері
нүктелерін анықтаймыз. Жалпы алғанда активті және реактивті токтардың
бөлім нүктелері бір біріне сай болмауы мүмкін.
4. активті токтар бөлімі нүктесінде желіні қиып өтеді және радиалды
желідегі кернеудің көптеген шығынын анықтайды.
5. төмен авариялық жағдай үшін желідегі кернеу шығынын анықтайды –
олардың соңындағы бір желінің өшірілуі. Авария кезінде кернеу ауытқуы 5
% және одан жоғары болуы рұқсат етіледі.
Егер кернеу шығыны рұқсат етілген шектен шықса, онда желідегі сым
қимасы өзгереді және есептеуді қайтадан жүргіземіз.
Екі жақтан қоректенетін рұқсат етілген кернеу шығынын түсті
металдардан жасалған желідегі сымдар қимасын келесі әдіспен анықтаймыз.
Көптеген жағдайларда желі барлық ұзындық бойымен бірдей конструкцияға
ие (әуелік немесе кабельдік) және қимасы бірдей сыммен орындалады.
Қоректендіруші пункттер кернеуі бірдей.

3.1 сурет – Тұйықталған желінің есептік схемасы

3.1 Тұйықталған желі бойынша келтірілген қуатты бөлу

Тұйықталған желідегі қуаттар ағынын анықтағанша, сақиналық желідегі
қуаттар ағынын анықтау күрделірек.
Желі ұзындығы бойынша жақындатылғын таратушы ағын келесі түрде
орындалады. Сақиналық желі А бойынша үзіліп екі жақты қоректену желісі
көрінеді:

Басты желідегі ағындарды анықтаймыз :

SА-1 =

(

)

=

(

) (

) (

)

=

SА-2 =
=37,1+j20,8 МВА ,
( )

=

(

) (

) (

)

=

=20,2+j11,3 МВА.

Тексеру:

SА-2+SА-2=S1+S2 = (37,1+j20,8)+(20,2+j11,3)=
=(42,2+j23,7)+(15+j8,4) +57,3+j32,1=57,3+j32,1.

1-2 ортаңғы желідегі ағынды анықтаймыз

S1-2=SА-2-S.1 ,
S1-2=(20,208+j11,312)-(15,08+j8,4)= 5,124+j2,912 (МВ А).

3.2. Сымдарды таңдау

Кейбір электр желісін жобалауды сай келетін қиманы есептеуден
бастаған жөн, көптеген жағдайлар бұл параметрлерге тәуелді және ең бірінші
– электр желісінің жұмысқа қабілеттілігі және сенімділігі. Электр желісі
жақсы есептелген кезде және берілген есептеулер бойынша сым қимасы
дұрыс таңдалуы қажет, бұл жобаланатын желідегі қуат шығынына тәуелді,
егер сым қимасын дұрыс таңдамасық олар жеткілікті шамада мағыналы
болады. Бұдан басқа, сымдардың қызу ықтималдығы бар және егер қиманы
дұрыс таңдамасақ олар бұзылады.
Қиманы таңдаған кезде және желіні жобалаған кезде ескерілетін басты
шарт, бұл токтық жүктеме шамасы, желі кернеуі, электроэнергия тұтынушы
қуаты. Электр желісін жобалау және сымдарды таңдау барлық кезде электр
қондырғысының қасиеттерін анықтаудан басталады, бұл желіде және
электроэнергия тұтынушы болады. Егер желі бөлігінде электр энергиясын
бірнеше тұтынушы болса, бұл кезде берілген бөлік үшін сым қимасын таңдау
үшін олардың қуаттары қосылады. Электр энергия тұтынушы қуатын анықтап
болған соң жобаланатын желі бөлігінің әрбір бөлігі үшін рұқсат етілген
токтық жүктемені есептейміз. Қиманы таңдау тігінен тәуелді жүктемені
есептеу үшін, желі кернеуі мен желінің осы бөлігіндегі тұтынушы қуаты
пайда болатын жеңілдетілген формула қолданылады.
А-1 желісі

ип 1

S ип 1
3 *U ном

37,065 2 20,808 2
3 *110

223А

Fээ ип 1

ип 1
* эк

223
1 *1,1

203мм 2

АС-185 стандартты сымын таңдаймыз
Шартты тексереміз.
Тәжге кеткен шығындар бойынша шарттар 185мм270мм2-
орындалады.
А-1 желісі көбінде авариядан кейінгі тоқ, А-2 желісіндегі басты желі
сөнгенде пайда болады.

Sа.к.А-1=S1+S2=57,273+j32,12 МВ А ,

а.к ип 1

Sп.а .ип 1
3 *U ном

57,2732 32,122
3 *110

345 А .

Қыздыру бойынша мүмкін болатын тоқ (допустимый ток) АС-185 тең
510А

Шарт 345510 А орындалады
А-2 желісі

А 2

S А 2
3 *U ном

20,208 2 11,312 2
3 *110

12

,

Fэк А 2
А 2
эк

122
1 1,1

111мм 2

АС-120 аламыз

*

*

Тәжге кеткен шығын бойынша шарт мына түрде орындалады:
120мм270мм2
шарт In.а.А-2Iдon орындалады:
345А345A

1-2 желісі

1-2

аумағындағы

бойынша

ағатын

тоқты

(протекающий

ток)

анықтаймыз

I1-2 =

=

=

=31 А.

Метол экономикалық интервалдарды қолданып, есеп аумағындағы
өткізгіштер қимасын анықтаймыз

Fэк.1-2 =

=

=28 мм2.

Шығын бойынша ең төменгі мүмкін болатын қиманы жақын үлкен
стандартты АС-70 Iмүм.б.=270А қима мәнін таңдаймыз.

Iа.к.1-2 көбінде А-1 желісі қосылғанда орындалады.

Iапат.к1-2 =

=


=

=254 А.

Шарт Iа.к1-2 = Iмүм.б орындалады, Iмүм.б= 254АIав.к 1-2= 170A

3.3 Тұйықталған желідегі түйіндердің есептік жүктемесін және
желідегі параметрлерін анықтаймыз.

Тұйықталған желінің орынбасу схемасында көорсетілген екі жақты
қоректену линиясының схемасын құраймыз (сур.3.2).

3.2 сурет – Тұйықталған электрлік желінің орын басу сұлбасы

Желінің параметрлерін есептеп №3 таблицаға енгіземіз.
1 және 2 нүктесіндегі есептік жүктемені анықтаймыз:

Sесеп.1= S1 – j

Sесеп.2= S2 – j

-j

-j

= 42,2 +j23,7 – j

= 15 +j8,4 – j

=42,2+j23,7 – j0,9=42,2+j22,8 МВА,
==15 + j6,4 МВА.

Есептердің нәтижелерін 3.1 таблицаға енгіземіз

3.1 кесте Тұйықталған желідегі линияның параметрлері

Желі
Сым
ℓ,
км
n
r0,
Омкм
Rл,
Ом
Хо,
Омкм
Хл,
Ом
в0,
Смкм
Вл,
См
Qв,
Мвар
А-1
АС-185
44
1
0,162
7,128
0,413
18,172
10-6
Х 2,75
10-6
Х 121
1,464
А-2
АС-120
66
1
0,249
16,434
0,427
28,182
2,66
175,56
2,124
1-2
АС-70
58
1
0,428
24,824
0,444
25,752
2,55
147,9
1,79

3.4 Тұйықталған желідегі есептік жүктеменің линия бойынша
тарату

3.3 сурет – Тұйықталған желінің есептік орынбасу сұлбасы

Жақындатылған қуат ағынын осы линиядағы қуаттың шығынынсыз

есептеу.
Ол үшін кедергіні, активтік және раективтік өткізгіштігін

анықтаймыз:
А’-А» аумағындағы желісінің активті өткізгіштігін анықтаймыз

qA’-A»=

=

=0,006.

А’-А» аумағындағы желісінің активті кедергісін анықтаймыз

RA’-A»=RA’-1+R1-2+RA-2=7,2+24,8+16 ,4=48,4.

А’-А» аумағындағы желісінің индуктивті кедергісін анықтаймыз

ХA’-A»=ХA’-1+Х1-2+ХA-2=18,2+25,8+2 8,2=72,2.

А’-А» аумағындағы желісінің реактивті өткізгіштігін анықтаймыз.

ВA’-A»=

=

=0,096.

1-А’ аумағындағы желісінің активті кедергіні анықтаймыз

R1-A’=R1-2+RA-2 =24,8+16,4=41,2.

1-А’ аумағындағы желісінің реактивті кедергісін анықтаймыз.

Х1-A’=Х1-2+ХA-2 =25,7+28,2=53,9.

А’-2 аумағындағы желісінің активті кедергісін анықтаймыз

RA-2’=RА-1 + R1-2 =7,1+24,8=31,9.

А’-2 аумағындағы желісінің реактивті кедергісін анықтаймыз

ХA-2’=ХА-1 + Х1-2 =18,2+25,8=44.

А-1 аумағындағы желісінің активті қуатын анықтаймыз

РА-1 = qА’-А»(Ррас.1∙R1-А + Qрас.1∙Х1-А + Ррас.2∙R2-A + Qрас.2∙Х2-А) +
+ ВА’-А»∙(Ррас.1∙R1-А – Qрас.1∙Х1-А + Ррас.2∙R2-A – Qрас.2∙Х2-А) =
=0,006(42,2∙41,2 +22,1∙53,9 + 15∙31,9 + 5,4∙44) +
+ 0,0096(42,2∙41,2 -22,1∙53,9 + 15∙31,9 – 5,4∙44)=37,7 МВт.

А-1 аумағындағы желісінің реактивті қуатын анықтаймыз

QА-1 = BА’-А»(Ррас.1∙R1-А + Qрас.1∙Х1-А + Ррас.2∙X2-A + Qрас.2∙R2-А)-
– qА’-А»∙(Ррас.1∙X1-А + Qрас.1∙R1-А – Ррас.2∙X2-A – Qрас.2∙R2-А) =
=0,0096(42,2∙53,9 +22,1∙41,2 + 15∙44 + 5,4∙31,9) –
– 0,006(42,2∙53,9-22,1∙41,2 – 15∙44- 5,4∙31,9)=21,3 Мвар

Сонда Ф-1 аумағындағы толық қуат осыған тең болады:

SА-1=37,7+j21,3 МВА

А-2 аумағындағы желісінің активті қуатын анықтаймыз

РА-2=qА`-А«(Pрасч.2∙R2-А«+Qрасч.2 ∙Х2-А«+Ррасч1*R1-А«+Qрасч.1∙Х1А« )+
+BА`-А«(Ррасч.2∙Х2-А«- Qрасч.2∙R2-А«+Рраёч1Х1-А«- Qрасч.1∙R1-А«)=
=0,006∙(15∙31,9+6,4∙43,9+42,2∙7,1+2 2,1∙18,2)+
+0,0096(15∙43,9 – 6,4∙31,9+42,2∙18,2 – 22,1∙7,1)= 19,6 МВт

А-1 желісінің реактивті қуатын анықтаймыз

QА-2=BА`-А«(Pрасч.2∙R2-А«+Qрасч.2 ∙Х2-А«+Ррасч1∙R1-А«+ Qрасч.1∙Х1-А«) –
– qА`-А« (Ррасч.2∙Х2-А«- Qрасч.2∙R2-А«+Ррасч.1∙Х1-А«- Qрасч.1∙R2-А«)=
=0,0096∙(15∙31,9+6,4∙43,9+42,2∙7,1+ 22,1∙18,2)+
+0,006(15∙43,9 – 6,4∙31,9+42,2∙18,2 – 22,1∙7,1)= 7,2 Мвар

Сонда Ф-1 аумағындағы толық қуат осыған тең болады:

SА-2=РА-2+jQА-2=19,6+j7,2Мвар

Қуаттар балансына тексеру жүргіземіз:

SА1+SА-2=Sрасч1+Sрасч2
(37,7+j21,3)+(19,6+j7,2)=(42,2+j22, 1)+(15+j6,4)
57,3+j28,5=57,3+j28,5
SA-1=37,7+j21,3; S1-2=4,5+j0,75; SА-2=19,6+j7,2.

1 түйін үшін 1-2 желісінің қуаттар ағынын Кирхгофтың 1 заңы арқылы
анықтадық.

S1-2=SА-2 – Sрасч.1=(19,6+j7,2) – (15+j6,4)=4,6+j0,8 (МВА).

1 түйін ағындар бөлініс (потокораздел) нүктесі болып келеді.

3.5 Тұйықталған желіде буындар бойынша қуат ағынын есептеу

Осы желідегі кедергідегі қуат шығынының арқасында желідегі қуат
ағынын ескереміз. Ол үшін сақиналы желіні ағын бөлініс нүктесінде (1- ші
түйінде) үзіп, тұйықталмаған (ажыратылған) желіні аламыз (сур.3.4). Содан
соң ағындарды тұйықталмаған (ажыратылған) желі үшін есептейміз.

3.4 сурет – Тұйықталған желіде түйіндер бойынша есептік орын басу
сұлбасы

1-2 буын аумағындағы соңындағы қуат ағынын есептейміз.

Sс.бу. 1-2=S1-2=4,6+j0,8 (МВА).

1-2 буын аумағындағы басындағы қуат ағынын есептейміз.

Sб.бу.1-2=Sс.бу.1-2+ ∆S1-2= (Рс. 1-2 + jQс. 1-2) + (∆Р1-2+j∆Q1-2) =

,

(R+jX) =

(24,8+j25,8) = 0,04+j0.045 МВА.

1-2 буын аумағындағы басындағы қуат ағынын шығынмен бірге
есептейміз

Sб.бу.1-2=(4,5+j0,75)+(0,04+j0,045) =4,54+j0,795(МВА).

1-2 буын аумағындағы соңындағы қуат ағынын есептейміз

Sс.бу.1-2=Sб.1-2+Sесеп.1=(4,54+j0,7 95)+(15+j6,4)= =19,54+j7,2 (МВА).

А-2 буын аумағындағы басындағы қуат ағынын шығынмен бірге
есептейміз

Sб.бу.А-2=Sк.зв.А-1+∆SА-1

А-2 буын аумағындағы қуат ағынын анықтаймыз

∆SA-2 =

=

=0,6+j1,02 МВА.

1-2 буын аумағындағы басындағы қуат ағынын шығынмен бірге
есептейміз

Sб.бу.А-2=(19,54+j7,2)+(0,6+j1,02)= 20,12+j8,22 (МВА).

А-2 аумағындағы желінің басындағы қуат ағынын анықтаймыз

Sб.л.А-2=Sб.бу.А-2-j

= 20,25+j8,3-j

=20,3+j7,2 МВА.

А-1 аумағындағы желінің буынының соңындағы қуат ағынын
анықтаймыз

Sс.бу.А-1=SА-1=37,7+j21,3(МВА).

А-1

аумағындағы

желінің

буынының

соңындағы

қуат

ағынын

шығынмен бірге анықтаймыз

Sбу.А-1=Sс.бу.А-1+∆SА-1;

Қуат шығыны

∆SА-1=

37,7 2 21,32
110 2

(7,1 18,2) 1,1 2,8(МВА) .

Аумақ басындағы қуат ағыны

Sб.бу.А-1=(37,7+j21,3)+(1,1+j2,8)=3 8,8+j24,1 (МВА).

Желінің басындағы қуат ағыны

Sб.жА-1=Sб.бу.А-1- j

=38,8+j24,1-j

=38,8+j23,35.

Желідегі есептік қуат

SА=Sб.ж.А-1+Sб.ж.А-2 =(38,8+j23,35)+(20,3+j7,2)=59,1+j30 ,55(МВА)

4

Желі

сұлбасының

технико – экономикалық

нұсқаларын

салыстыру

4.1 Электрлік желі сұлбасын таңдау

Электрмен жабдықтау жүйесінде кернеуі 35 – 110 кВ – қа ие электрлік
желінің басты мағынасы, электрмен жабдықтау сұлбасы сенімділігі
көзқарасынан қарастырсақ бұл желілер анықтаушы сұлба болып болып
табылады. Желі дамуына сай 35 – 110 кВ қосалқы станциялар қоректенуші
орталықтар санына тәуелді, ең соңында бұл электрмен жабдықтау
нысандарының қашықтығымен анықталады. Белгілі территориядағы 35 – 110
кВ қосалқы станцияларда, кернеуі 6 – 10 кВ ӘЖ ұзақтығы белгілі, олардың
бойымен тұтынушыларға электроэнергия тарату жүргізіледі.
35 – 110 кВ қосалқы станциялар көптеген жүктемелер орталықтанған
жерлерде және тұтынушыларды қамту аймағы орталығы мүмкіндігіне жақын
аудандарда орналасады. Қосалқы станцияның арналу тәуелділігіне сай екі
түрге бөлінеді: аудандық және жергілікті арналған. Электрлік желі
орналасуына тәуелді қосалқы станцияның қоректену сұлбасы екі негізгі топқа
бөлінеді – түпкі және өтуші. Қоректенуші желінің соңында орналасқан
немесе одан алыста орналасқан желі түпкі қосалқы станция деп аталады, желі
трассасында орналасқан және бір немесе бірнеше қосалқы станцияларың
қоректенуі жүріп өтетін желі өтуші қосалқы станция деп аталады. Өтуші
қосалқы станциялар қоректенуші желіден кіріс – шығыс сұлбасы арқылы
қосылады.
Түпкі сұлбамен қосылған, өтуші сұлба бойымен қосылған қосалқы
станцияның қоректенуінің сенімділігі ПС1, зақымдалған бөлік ПС1 қосалқы
станциядан коммутациялық аппарат көмегімен алыстатылады. Мысалы,
коммутациялық аппарат ретінде вакуумды ажыратқыш Q1 қолданылады,
демек зақымданған бөліктің бөлінуі (ажырау) релелік қорғаныс әсерінен
автоматты түрде жүргізіледі Q1 және ПС1, ол қорекке ие болмайды. Басқа
жағдайларда (Q1 – ажыратқыш) ажыратқыш өшірілген соң Q қоректендіруші
желі басындағы зақымданған бөлікті ажырату оперативті персонал көмегімен
қолмен ажыратылады және Q ажыратқашты қосқан соң кернеуді ПС1 – ге беру
үшін. Бұл жағдайда ПС1 оперативті ажыратып қосулар өндірісі мен
зақымданған жерлерді іздеп табуға, қоректенуге уақыт жоғалтпайды.
Бірінші және екінші қосалқы станция үшін ТҚ сұлбасын таңдау ЖК
жағынан жүргізіледі, ал ТК сұлбасы жағында да екі нұсқа бірдей болады.
Тұйықталған желідегі ТҚ аталған сұлбаларына сай [3] өткізгіш қосалқы
станциялар үшін бөлгіштері мен тығындағыш ажыратқышы бар көпір
сұлбасын таңдаймыз, түйіндік тұйықталмаған желі үшін ПС – 1. Бірінші
нұсқада айналып өтуші шинасы бар секцияланған жүйе таңдап аламыз, түпкі
қосалқы станция үшін ПС – 2 трансформатор тізбектеріндегі бөлгіші бар екі
блок сұлбасын және блок арасындағы жөндегіш тығынын таңдап аламыз.

Келтірілген электрлік желідегі сұлбалар үшін (4.1, а және б сурет)
күштік трансформатордың 6 – 10 кВ жағындағы қорғанысы ажыратқыш
өшірілуіне 1Q және 110 кВ бірфазалы кернеу жасанды қосылуы көмегімен
қысқа тұйықтағыш қосылуына S әсер етеді, ал 35 кВ кернеу кезінде екі фазалы
қысқа тұйықтағыш. Бұл кезде өзіндік қорғанысы бар майлы сызықтық
ажыратқыш Q болады.
Тығындағышы бар қосалқы станция сұлбасында авариялық
ажыратулардан соң екі ажыратқыш желілер немесе жоспарлы ажыратуға
дайындық кезінде бір желі ажыратылады, екі трансформатордан бір желі
қоректену мүмкіндігі бар.
Электрлік байланыстар сұлбасына және қосалқы станцияның таратушы
құрылғы конструкцияларына келесі талаптар қойылады: жұмыс сенімділігі,

үнемділігі,
техникалық иілгіштігі
(электр қондырғыларының жұмыс

шарттарының өзгеруіне қабілеттілігі, бірінші және екінші тізбекті
эксплуатациялау ыңғайлылығы, автоматизация мүмкіндігі), қызмет көрсету
қауіпсіздігі, кеңейту мүмкіндігі, экологиялық тазалығы, яғни қоршаған ортаға
аздаған әсері (шу, күшті электрлік және магниттік өріс, зиянды заттарды
сыртқа шығару). Әдетте 35 – 750 кВ қосалқы станцияларда бір немесе екі
трансформатор (автотрансформатор) орнатады. Трансформатор қуаты мен
санын таңдаған кезде олардың сенімділігін, жүктеме графигі сипаттамасын
және жүйелік және авариялық асқын жүктелулер рұқсат етулерін ескереміз.
Тұтынушыларды электрмен жабдықтаудың талап етілетін сенімділік
дәрежесі қамтамасыз еткен жағдайда, қосалқы станцияда бір трансформатор
орнатуға рұқсат етіледі.

а)

б)

Сурет 4.1 Желілер сұлбасы а) тұйықталмаған желі, б) тұйықталған желі

4.2 Тұйықталмаған желінің есептік шығыны

Электр желілерде жобалауда (кепілдемелердің) шешімдердің дәлелденуі
олардың салыстырмалы тиімділік баға жолымен желіде схема варианттарына
және параметрлерге технико-экономикалық салыстырулар негіз болады.
Шешімдердің дәлелдеуі ең аз шығында орындалады егер, салыстырмалы
вариант энергетикалық әсерді бірдей (немесе тиісті) етіп қамтамасыз ету.
… жалғасы

Дереккөз: https://stud.kz