1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы



жүктеу 1.22 Mb.
бет1/7
Дата04.07.2016
өлшемі1.22 Mb.
  1   2   3   4   5   6   7
Мазмұны

Бет Kipicne


1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы

2. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу

2.1 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді

2.2 35/10 кВ қс есептік жүктемені анықтау

2.3 Кернеуі 35/10 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау

2.4 35 кВ коректендірущі торапты есептеу

2.5 Қоректендіруші трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау

2.6 10 кВ торапты есептеу жолдары

2.7 Тораптағы кернеудің ауытқу кестесін құру

2.8 Асинхронды қысқа тұйықталған электр қозғалтқышын

іске қосқанда 38 кВ торабын кернеу тербелісіне тексеру

2.9 35/10 кВ қосалқы станциясының электрмен жабдықтау сұлбасын таңдау

2.10 Электрмен жабдьқтаудьң сенімділігін қамтамасыз ету

3. Қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу

3.1 Тораптың орын ауыстыру сұлбасы

3.2 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (максималдық режим)

3.3 Қыска тұйыктау тоқтарын есептеу (минималдық режим)

3.4 Бір фазалық қысқа тұйықтау тоқтарын есептеу

3.5 Оқшауланған бейтарапты 35және 10 кВ тораптарында бірфазалық жерге

тұйықтау тоқтарын есептеу

4. ҚС жабдығын таңдау және оны қысқа тұйьқтау тоқтарыньң заңды әсеріне

тексеру


4.1 АТҚ-35кВ жабдығын таңдау

4.2 ТҚ-10Кв жабдығын таңдау

5. Релелік корғаныс

5.1 Жоғарғы жағынан 10/0,4 кВ трансформаторлық подстанциясын қорғау

5.2 АЖ-10 кВ қорғау

5.3 10 кВ кірменің максималдық тоқ қорғанысы

5.4 Кернеуі 35/10кВ күштік трансформаторын қорғау

5.5 Күштік трансформаторды асқын жүктемеден қорғау

5.6 Трансформатордың дифференциалдық қорғанысы

5.7 Трансформатордың газ қорғанысы

6. Ауа желісі қабілетін көтеру мәселелері

7. Еңбекті қорғау

7.1 Енбекті қорғаудың жалпы мәселелері

7.2 Жерлендіруші қондырғыны есептеу

7.3 ҚС-ны найзағайдың тікелей суығынан қорғау

8. Азаматтық қорғаныс

9. Бизнестік жоспар

10. Жобаның техникалық-экономикалық көрсеткіштері

11. Қорытынды

12.Пайдаланылған эдебиеттің тізімі



Кіріспе

Соңғы жылдары кіші және орта кәсіпорындардың саны және электр

жүктемесі өсіуне байланысты, электрмен жабдықтаудың сенімділігіне қойылатын талаптардың деңгейі өсті.

Осыған байланысты, кәзіргі уақытта трансформаторлық қосалқы

станциялардың көбісі қажетті электр қуатын өткізе алмайды және олардың беріп жатқан электр энергиясының сапасы заманның талабына сай емес.

Жоғарыда айтылғанға байланысты бұл дипломдық жобада Алматы

облысы Еңбекші қаақ ауданының қыстағының 35/10 кВ

трансформаторлық қосалқы станциясын (ҚС) кеңейту мәселелерін

қарастырып электрмен жабдықтау сенімділігін көтеру мәселесі қойылған.

Ұсынылып отырған жобаның тақырыбы «Энергиямен қамтамасыз

ету және автоматтандыру» кафедрасында қарастырылып жобалауға

ұсынылған.

Диплом жұмысын орындау үшін диплом практикасында жинаған

материалдар, сұлбалар, кұрылғылардың сипаттамалары мен параметрлері және басқада керек ақпараттар пайдаланылған.

Дипломның құрылымын жасаған кезде ауылшаруашылығын электрмен

жабдықтау бойынша дипломдық жобаны орындауға арналған бірнеше жоғарғы оқу орындарының әдістемелік ұсыныстары қолданылған.

Жобаның тақырыбы қазіргі талаптарға сай,мүмкіндігінше ауыл шаруашылығының көкейтесті проблемаларын шешуге бағытталған.

Дипломдық жобада 35/10 кВ трансформаторлық қосалқы станциясының кеңейтілуіне байланысты дипломның негізгі бөліктері электр жүктемесінің есебіне,кернеудің ауытқуын табуға, трансформатордың типін таңдауға, қысқатұйықталу тогының есебін шығаруға, электр қондырғыларын таңдауға және релелік сұлбаларды құрастыруға арналған.

Дипломдық жобаның міндетті бөлігі болып табылатын - арнаулы мәселе және экономикалық есептер жасалған, еңбекті, азаматтық қорғау және

электр жабдығьш эксплуатациялаудың қауіпсіздіқ жолдары көрсетілген.

Дипломның соңында пайдаланған әдебиеттің тізімі келтірілген.


  1. Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы

35/10 кВ Евгеньевка қосалқы станция Есік қаласынан 30 км жерде орнатылған. Бұл ауданда ауа- райының температурасы орташа : жазда +35° С, қыста - 6 ° С. Рельефі таулы. Жылына найзағайлы күндер шамасы 18-ге

тең. Қысқы және күзгі уақыттарда дауылды желдермен көк мұз пайда

болады. Көк мұздың орташа қалыңдығы в =4,5 мм, ал желдің күзгі орташа

жылдамдығы υ =19м/сек.Евгеньевка елді мекенін электрмен

жабдықтауының жұмыс істеп тұрған сұлбасы 35/10 кВ қосалқы станциясынан қоректенеді. Қосалқы станцияда 2500 кВА номиналдық куаты бар бір трансформатор орнатылған.

Қосалқы станциядан кернеуі 10 кВ ф-1,ф-2,ф-3,ф-4 ауа желілері шығады. Евгеньевка елді мекені зфидерден қоректенеді, 10 кВ ауа желісінің үзақтығы l=6,3км. Желіден қосынды орнатылған қуаты 1064 кВА қуаты бар 10ТП-10/0,4 кВ қоректенеді. Евгеньевка елді мекенінің электрмен жабдықтау сұлбасы төменде көрсетілген.




  1. Таратушы 10кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын

Жобаланатын қосалқы станцияны қоректендіретін 35 кВ желі біртізбекті сақиналы. Желінің ұзақтығы 54.3км. Желі АС-95 сымымен темірбетон тіректерінде жасалған.

Жұмыс атқарып тұрған электрмен жабдықтау сұлбасының кемшіліктері болып табылады:

• жұмыс істеп тұрған қосалқы станция сенімділікті көтеру құралдары жоқтығына және қосалқы станцияда бір трансформатордың болуына байланысты тұтынушылардың электрмен жабдықтаудың тиісті сенімділігін қамтамасыз ете алмайды;

• өткен ғасырдың екінші жартысында салынған кернеуі 10 кВ таратушы

тораптар мен 35 кВ қоректендіруші тораптың өткізетін қабілеті жеткіліксіз

және кірмеде кернеудің нормативтік ауытқуын қамтамасыз етпейді.

Осы аталған кемшіліктерге байланысты бұл жобада сенімділікті

көтеру және тұтынушылардың кірмесінде кернеудің сапалы деңгейін

қамтамасыз ету мәселелері қарастырылады:

-10 кВ ауа желісінің кейбір айландарында жэне 10/0,4 кВ ТП-да

сымдарды аумастыру;

• Жобаланатын қосалқы станцияданда кернеуі 35/10 кВ екінші

қосымша күштік трансформаторды орнату;

• кернеуі 10 және 0,4 кВ таратушы тораптарындаш сенімділікті және электр энергиясының сапасын көтеру құралдарын орнату.

2.Таратушы 10 кВ және қоректендіруші 35 кВ электр тораптарын есептеу

2.1. 10 кВ таратушы тораптарында электрлік жүктемелерді есептеу Есептік мерзімнің соңында 10/0,38 кВ жұмыс істеп тұрған қосалқы

станциялардың есептік жүктемелері келесі өрнекпен анықталады [1]:

Sр=Sизм ·кр

мұнда Sизм - тораптағы жүктеме, кВА;

кр - жүктеменің өсу коэффициент!.

Жүктеменің өсу коэффициентін (кр) жұмыс істеп түрған ТП үшін есептік мерзімнің соңында жүктеменің түрлеріне байланысты [1,2 ] сәйкес қабылдайды:

• коммуналдық-тұрмыстық - 1,3;

• өндірістік - 1,4;

• аралас -1,4

Электрлік жүктемелерді есептеу үшін бастапқы мәліметтер ретінде тұтынушылардың кірмелеріндегі есептік жүктемелер және электр қабылдағыштардың соңдарына сәйкес арнаулы кестелерден қабылданатын біруақыттық коэффициенттер мәндері қабылданады. Әдетте жуктемелерді күндізгі және кешкі максимумдер режимдері үшін бөлек анықтайды.

АЖ -10 кВ электрлік жүктемелерін есептеу.

Есептік сұлба 2.1.сур. бейнеленген, мұнда есептік күндізгі(алымында) және кешкі (бөлгішінде) жүктемелер, оданда басқа 10/0,4 кВ қосалқы станциялары трансформаторларының номиналдық куаттары көрсетілген. Бұл желіден өндірістіктермен қатар коммуналдық - тұрмыстық тұтынушылар қоректенеді.

АЖ -10 кВ айландарында есептік максималдық жүктемені кіші қуат мәні бойынша таңдап, біруақыттық коэффициентті ескере отыра, алынатын ТП 10/0,4 кВ куаттарының үстемелерін үлкен жүктемеге қосып табады [ 1...5].

Есепті кешкі және күндізгі максимумдарға бөлек жүргіземіз.

Ф-1 желісінің күндізгі максимумының есебі

Sкүн 11-12= SкүнТП8 =72кВА;

Sкүн 10-11= SкүнТП9 + ΔSкүн 11-12= 382+53,2=435,2 кВА;

Sкүн 7-10= ΔSкүнТП7 + ΔSкүн 10-11= 435+59,6=494,7 кВА;

Sкүн 8-9= SкүнТП6= 56кВА;

Sкүн 7-8= ΔSкүнТП5 + Sкүн 8-9= 56+28,4=84,4 кВА;

Sкүн 3-7= Sкүн7 -10+ Sкүн 7-8= 494,7+62=556,7 кВА;

Sкүн 5-6= SкүнТП3= 498кВА;

Sкүн 4 -5= ΔSкүнТП4 + Sкүн 5-6= 498+283=781 кВА;

Sкүн 3-4= ΔSкүнТП3 + Sкүн 4 -5= 781+161,3=942,3 кВА;

Sкүн 2-3= ΔSкүн3-7 + Sкүн 3-4= 942,3+442=1384 кВА;

Sкүн 1-2= ΔSкүнТП2 + Sкүн 2-3= 1384+55,7=1439,7 кВА;

Sкүн 0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2= 1439,7+38,1=1477,8 кВА;

Ф-1 желісінің кешкі максимумының есебі

Sкеш 11-12= SкешТП9 = 95 кВА;

Sкеш 10-11= SкешТП10 + ΔSкеш 11-12= 256+70,7=296,7 кВА;

Sкеш 7-10= ΔSкешТП8 + Sкеш 10-11= 296,7+88=384,7 кВА;

Sкеш 7-8= SкешТП7 = 86 кВА;

Sкеш 7-8= ΔSкешТП6 + Sкеш 8-9= 86+41=127 кВА;

Sкеш 3-7= SкешТП4 = 240 кВА;

Sкеш 4-5= ΔSкешТП4 + Sкеш 5-6 = 240+176=416 кВА;

Sкеш 3-4= ΔSкеш4 -5 + Sкеш ТП3 = 416+139=555 кВА;

Sкеш 2-3= ΔSкеш3-4 + Sкеш 3-7 = 555+382=937 кВА;

Sкеш 1-2= ΔSкеш2-3 + Sкеш ТП2 = 937+110=1047 кВА;

Sкеш 0-1= ΔSкеш1-2 + Sкеш ТП1 = 1047+38,8=1085,8 кВА;

Ф-2 желісінің күндізгі максимумының есебі

Sкүн 13-14= SкүнТП12 =55 кВА;

Sкүн 12-13= ΔSкүнТП11 + Sкүн 13-14= 55+11,3=66,3 кВА;

Sкүн 8-12= ΔSкүнТП10 + ΔSкүн 12-13 =66.3+25.4=91.7 кВА;

Sкүн 10-11= ΔSкүнТП9=36 кВА;

Sкүн 9-110= ΔSкүнТП8 + ΔSкүн 10-11 =386+24.1=410.1 кВА;

Sкүн 8-9= Sкүн9-10 + ΔSкүн 17 =410.1+288=698.1 кВА;

Sкүн 7-8= ΔSкүн8-12+ Sкүн 8-9 =698.1+68.2=766.3 кВА;

Sкүн 6-7= ΔSкүнТП6 + ΔSкүн 7-8=766.3+13=779.3 кВА;

Sкүн 1-6= ΔSкүнТП5 + ΔSкүн-7 =779.3+46.5 кВА;

Sкүн 4-5= SкүнТП4 =78 кВА;

Sкүн 3-4= SкүнТП3 + Sкүн 4-5 =86+57=143 кВА;

Sкүн2-3= ΔSкүнТП2 + Sкүн 3-4 =143+70.7=213.7 кВА;

Sкүн18-3= ΔSкүнТП1 + ΔSкүн 2-3 =213.7+33.4=247.1 кВА;

Sкүн 0-1= SкүнТ1-6 + ΔSкүн 1-2 =825.8+19.1=1015.1 кВА;

Ф-2 желісінің күндізгі максимумының есебі

Sкеш 13-14= SкешТП12 =56 кВА;

Sкеш 12-13= ΔSкешТП11 + Sкеш 13-14= 56+13=66 кВА;

Sкеш 8-12= ΔSкешТП10 + ΔSкеш 12-13 =84+51=135 кВА;

Sкеш10-11= ΔSкешТП9=36 кВА;

Sкеш 9-110= ΔSкешТП8 + ΔSкеш 10-11 =204+25=229 кВА;

Sкеш 8-9= Sкеш9-10 + ΔSкеш 17 =299+144=373 кВА;

Sкеш 7-8= ΔSкеш 8-12+ Sкеш 8-9 =373+102=475 кВА;

Sкеш 6-7= ΔSкешТП6 + ΔSкеш 7-8=475+13=488 кВА;

Sкеш 1-6= ΔSкешТП5 + ΔSкеш 6 -7 =488+65=552 кВА;

Sкеш 4-5= SкешТП4 =84 кВА;

Sкеш 3-4= SкешТП3 + Sкеш 4-5 =128+62.5=190.5 кВА;

Sкеш2-3= ΔSкешТП2 + Sкеш 3-4 =190.5+95=285.5 кВА;

Sкеш18-3= ΔSкешТП1 + ΔSкеш 2-3 =285.5+67=352.5 кВА;

Sкеш0-1= SкешТ1-6 + ΔSкеш 1-2 =552+277=829 кВА;

2.2 сурет Ф-2 желінң есептік сұлбасы

Ф-3 желісінің күндізгі максимумының есебі


2.3 сурет Ф-3 желісінің есептік сұлбасы

Sкүн 4 -5= SкүнТП5= 30 кВА;

Sкүн 3-4 = ΔSкүнТП5 + Sкүн ТП4= 30+18=48 кВА;

Sкүн 2-3= ΔSкүнТП3 + Sкүн 3-4 = 48+28,1=76,1 кВА;

Sкүн 1-2= ΔSкүнТП2 + Sкүн 2-3= 76,1+15,5=91,6 кВА;

Sкүн 0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2= 91,6+16,5=108,1 кВА;

Ф-3 желісінің кешкі максимумының есебі

Sкеш 4 -5= SкешТП5 = 52 кВА;

Sкеш 3-4= Sкеш 4 -5 + ΔSкеш ТП4 = 56+38=94 кВА;

Sкеш 2-3= Sкеш3-4 + ΔSкеш ТП3 = 96+70=166 кВА;

Sкеш 1-2= Sкеш2-3 + ΔSкеш ТП2 = 166+26,8=192,8 кВА;

Sкеш 0-1= Sкеш1-2 + ΔSкеш ТП1 = 192,8+23,6=276,4 кВА;


Ф-4 желісіндегі электрлік жүктемелердің есебі

Sкүн 19-20= SкүнТП21 =96 кВА;

Sкүн 18-19= ΔSкүнТП120 + Sкүн 19-20= 96+28,4=124,4 кВА;

Sкүн 11-18= ΔSкүнТП119 + ΔSкүн 18-19 =124,4+32,1=156,5 кВА;

Sкүн 15-16= ΔSкүнТП17=38 кВА;

Sкүн 14-15= ΔSкүнТП16 + Sкүн 15-16 =56+25,4=81,4 кВА;

Sкүн 13-14= Sкүн9-15+ ΔSкүн 14-15 =81,4+16,5=97,9 кВА;

Sкүн 13-17= Sкүн18=52 кВА;


Sкүн 12-13= ΔSкүнТП14 + Sкүн 13-14+ Sкүн 13-17 =97,9+37,7+15,5=151,1 кВА;

Sкүн 11-12= ΔSкүнТП13 + Sкүн12-13 =151,1+16,5= 167,6 кВА;

Sкүн 7-11= ΔSкүнТП11-18 + Sкүн11-12 =167,6+118,7= 286,3 кВА

Sкүн 9-10= SкүнТП10 =138 кВА;

Sкүн 8-9= SкүнТП10 + Sкүн 9-10 +ΔSкүнТП9 =225+103+29,6=357,6 кВА;

Sкүн7-8= SкүнТП8-9 + Δ Sкүн ТП 8 =357,6+33,4=391 кВА;

Sк Sкүн 8-9= SкүнТП10 + Sкүн 9-10 +ΔSкүнТП9 =225+103+29,6=357,6 кВА;

Sкүн7-8= SкүнТП8-9 + Δ Sкүн 8 =357,6+33,4=391 кВА;

Sкүн2-7= ΔSкүнТП7-11 + Sкүн 7-9 + ΔSкүнТП12=391+223,7+36,5=651,2 кВА;

Sкүн 4-5= SкүнТ5 + ΔSкүн ТП ТП 6 =56+18=74 кВА;

Sкүн2-7= ΔSкүнТП7-11 + Sкүн 7-9 + ΔSкүнТП12=391+223,7+36,5=651,2 кВА;

Sкүн 3-4= SкүнТП4-5 + ΔSкүнТП4=74+38,7=112,7 кВА;

Sкүн 2-3= Sкүн3-4 + ΔSкүн ТП 3=112,7+37,7=150,4 кВА;

Sкүн 1-2= Sкүн2-7 + ΔSкүн 2-3=651,2+115=766,2 кВА

Sкүн0-1= ΔSкүнТП1 + Sкүн 1-2 + ΔSкүнТП2=766,2+72+29,6=87,8 кВА;
Ф-4 желісінің кешкі максимумының есебі

Sкеш 19-20= SкешТП21 =138 кВА;

Sкеш 18-19= ΔSкешТП 20 + Sкеш 19-20= 138+62,5=200,5 кВА;

Sкеш 11-18= ΔSкешТП 19 + ΔSкеш 18-19 =200,5+64=264,5 кВА;

Sкеш 15-16= ΔSкешТП17=78 кВА;

Sкеш 14-15= ΔSкешТП 16 + Sкеш 15-16 =90+57=147 кВА;

Sкеш 13-14= Sкеш 9-15+ ΔSкеш 14-15 =147+26.8=173,8 кВА;

Sкеш 12-13= ΔSкешТП14 + Sкеш 13-14+ ΔSкеш ТП 18 =173,8+26,8+70=220,6 кВА;

Sкеш 11-12= ΔSкешТП13 + Sкеш12-13 =220,6+16,5=237,2 кВА;

Sкеш 7-11= ΔSкешТП11-18 + Sкеш11-12 =26,5+170=434,5 кВА

Sкеш 9-10= SкешТП11 =96 кВА;

Sкеш 8-9= ΔSкешТП10 + Sкеш 9-10 +ΔSкешТП9 =225+70+41=336 кВА;

Sкеш7-8= SкешТП 8-9 + Δ Sкеш ТП 8 =336+67=403 кВА;

Sкеш2-6= ΔSкешТП7 + Sкеш 6-7 =784,1+67=851,1 кВА;


Sкеш 4-5= SкешкешТП5 + ΔSкеш ТП 6 =56+33,2=89,2 кВА;

Sкеш 3-4= Sкеш4-5 + ΔSкешТП4=89,2+40=129,2 кВА;

Sкеш 2-3= Sкеш3-4 + ΔSкеш ТП 3=129,2+71=200,2 кВА;

Sкеш 1-2= Sкеш2-7 + ΔSкеш 2-3=851,1+155=1006,1 кВА

Sкеш0-1= ΔSкешТП1 + Sкеш 1-2 + ΔSкешТП2=1006+108+39,5=1154 кВА;

2.4 сурет Ф-4 желісінің есеатік сұлбасы



2.2. 35/10 кВ қосалқы станциясында есептік жүктемені анықтау

10 кВ АЖ-ң максималдық есептік күндізгі және кешкі жүктемелері 2.1 кестесінде келтірілген.

2.1 кестесі

Фидердің аты

Максималдық есептік жүктеме. кВА

Cos φ орташа мәні

күндізгі

кешкі

күндізгі

кешкі

Фидер №1

1477,8

1085,8

0,78

0,87

Фидер №2


1015,9


829

0,76

0,82

Фидер №3

108,1

216,4

0,76

0,82

Фидер №4

867,8

1154

0,78

0,87

35/10кВ ҚС есептік куаты

3098,3

2889







Cos φ орташа мәні [6] -ден қабылданған. Желілер жүктемелерін қосуды қуаттар үстемелерін ескеріп күндізгі және кешкі максимумдар үшін бөлек жүргізеді. Желінің есептік жүктемесін есептік мерзімнің соңында өсудің динамика коэффициентін ескере, қабылдайды, ол [1]-ге сэйкес кр=1,3 тең.

ΣSкүн = Sкүн 1 + ΔSкүн 2 + ΔSкүн 3 + ΔSкүн 4 =1477,8+839,7+79,5+701,3=3098,3 кВА

ΣSкеш = Sкеш 1 + ΔSкеш 2 + ΔSкеш 3 + ΔSкеш 4 =1154+667+900+168=2889 Ква
35/10 кВ ҚС-ң максималдық есептік қуаты 3098,3 кВА тең (күндізгі максимум).
2.3. Кернеуі 35/10 кВ күштік трансформаторлардың қуатын таңдау Екі трансформаторлы қосалқы станция трансформаторының Sн номиналдық қуаты келесі шарт бойынша таңдалады [1,2]:

Sн =Sрn

мұнда Sp - қосалқы станцияның максималдық есептік қуаты, кВА (Sp =2941кВА) кn - трансформатордың асқын жүктеме коэффициент! (кn ≤ 1,4).

Бүл шарттар технологиялық жобалаудың нормаларына сәйкес қабылданады: екі трансформатордың біреуінің апатты ағытылғанында екіншісі 40% асқын жүктемемен қосалқы станцияның барлық түтынушыларын қорекпен қамтамасыз ету керек:

Sн 3098,3/1,4=2213 кВА

Қосымша қуаты Sн.m = 2500 кВА трансформаторды орнатуға шешім қабылданды.

Трансформатордың апаттық режимдегі асқын жүктемесін анықтайды:

кn = ((Sp – Sн)/ Sн)∙100=((3098-2500)/2500)∙100=23,9%

бұл 40%-тік шектемді мәнінен аз:

23,9% < 40%,

Таңдалған трансформатордың төлқұжат деректері [7]:

• трансформатордың типі, ТМН;

• номиналдық қуаты, SH.m -2500 кВА;

• номиналдық кернеуі, UBH - 35 кВ; Uнн = 11 кВ;

• қысқа түйықталу кернеуі, Uк = 6,5 %;

• орамдардың сұлбасы және жалғану

• бос жүрістегі куат шығындары , Рхх =5,1 кВт;

• орамдағы қуат шығындары, Р кз =25,5 кВт;

• бос жүріс тоғы, Іхх =1,4 %;

• тармақтарды қайта қосу түрі - РПН;

• реттеу шектері және сатылар саны: ± 6 х 1,5.
2.4. 35 кВ қоректендіруші торапты есептеу

Электр тораптарын есептегенде басты мэселе сымдардың қимасын анықтау болып табылады.

Электр тораптары тек сирек кездесетін жағдайларда барлық үзындығында бір қималы сымдармен орындалады. Әдеттегіде сымдардың қимасы бірдей емес жэне желінің соңына қарай кішірейе береді.

Электр тораптарын есептеудің бір қатар әдістері бар: кернеудің шектемді шығындары, тоқтың теракты тығыздығы, түрлі-түсті металдың ең аз шығыны шарттары бойынша және т.б.

Жобада электр тораптарын есептеу яғни 35 кВ және одан жоғары кернеулІ ауа желілері сымдарының қимасын таңдау тоқтың экономикалық тығыздығы

бойынша. анықталады.

{_АЖ-35 кВ қоректендіруші желісінің есептік сұлбасын келтірейік.

2952-J1917 2012-J1100 243-J265 1523-J1377 2628-J2372




1480-J1174 2353-J1764 1910-J1612 1605-J1495

2.5.сур. 35 кВ қоректендіруші тораптың есептік сүлбасы

35 кВ тораптың бөлек айландарындағы активтік және реактивтік қуаттары анықталады:

РІшІ=(∑Рі Iі-2ш)/ ∑Ii=(1480*70+2353*50+1910*35+1605*20)/90=3557 кВт Qimi=(∑Qi*Ii-2m)/ ∑Ii (li74*70+1764.50+1612*35+1495.20)/90-2852 кВт

Р2ш-4= ∑ Р-РІшІ=7348-3557=3791 кВт

Q2ш-4= ∑Q-Q1ш1=6045-2852=3193 кВт
Активтік және реактивтік қуаттардың тоғы бөлінетін нүкте-"2" Қалыпты режимде ең көп қуат «2ші -4» айланымда беріледі:

S2ш64= 3791 -j 3193 = 4956 кВА.

Сымның экономикалық қимасы келесі өрнекпен анықталады [1]

Рэ=Ір/jэ

мұнда: I р - АЖ -35 кВ айланының есептік тоғы, А;

]э - токтың экономикалық тығыздығы жобаланып жатқан ауданның


жағдайларына сәйкес оны 1,4 А/мм тең деп қабылдайды. Айланның есептік тогын келесі формуладан анықтайды:

I р ==S/(√3*Un)=4956/(l,73-35)=82A,

Оған сэйкес экономикалық қима тең

Ғэ =82/1,4= 58,6 мм2

[ 5 ] сэйкес, магистралдық желілерде АЖ-35 кВ сымдарының қимасын

r\

AC маркасы үшін 95 мм кем болмау керек. АЖ-35 кВ барлық айландарында АС-95 сымын кабылдайды.

Қалыпты режимде Евгеневка қосалқы станциясының 35 кВ шиналарына дейінгі кернеу шығындары анықталады.

Ауа желілерінің кернеу шығындарын келесі формуламен табады:

ΔU=(Pro+Qx0)/Un)*I

мүнда I - айлан үзындығы, км;

r0 , xo - АЖ сымдарының меншікті активтік жэне индуктивтік кедергілері, Ом/км.

2.5 Трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау

35/10 кВ екіорамды трансформаторда кернеу шығындары келесі өрнектен

анықталады:

ΔUT%=β( UA%cosφ+ UP%sinφ)

мүнда β (- трансформатордың жүктелу коэффициентi ;

β = Sp/2e Sht - екітрансформаторлы қосалқы станция үшІн,

мүнда: SP -35/10кВ ҚС 10 кВ шиналарындағы есептік қуат, кВА;

SHT - трансформатордың номиналдық қуаты, кВА:

β = 3098/2-2500=0,62

Қысқа түйықталу кернеуінің активтік қүраушысы:

ΔUA%- (Ркт/ SНТ)*100-(25,5*100)/2500=1,02%

мұнда Ркг. - 35/10 кВ трансформаторының орамдарындағы қуат шығындары, кВт.

Қысқа тұйықталу кернеуінің реактивтік қүраушысы:

мұнда U2K%- қысқа тұйықталу кернеуі. Онда

Кернеуі 10/0.4 кВ трансформаторларда кернеу шығындарын (шамамен) максималдық жүктемеде, яғни 100% -да , 4% тең және минималдық жүктемеде яғни 25%-да, 1% тең алады.

2.6. 10 кВ торапты есептеу жолдарды

[ 3 ] сэйкес 10 кВ АЖ сымдарының қимасы, кернеу шығындары кейін тексеріліпркономикалық дерелер бойынша таңдалады.

АЖ сымдарының қимасын таңдағанда кесте мәліметтерін пайдаланады [1,2 ]. Сымдардың қимасы жүктемеге, ауданның ауа-райы жағдайына, тіректердің материалына жэне жүктеменің өсу қарқынына тэуелді. Қосалқы станция жобаланатын аудандағы ауа-райы жағдайлары :

• көк мүз қабыршағының қалыңдығы — в =5 мм;

• желдің жылдамдығы - v = 21 м/с;

• тіректер типі - темірбетон.

Сым қимасын таңдаудың есебі келесі ретпен жасалынады:

1. Айланның есептік қуатын анықтайды[8

2. [1,5 ]-ң кестелерінен АЖ-ң әрбір бөлек алынған айланы үшін сымдардың қимасы анықталады;

3. Сымдардың таңдалған қималары үшін максималдық есептік жүктемелерде есептік мерзімнің соңына кернеу шығындарын анықтайды;

4. Сымдардың қималарын таңдағанда тенологиялық жобалаудың бар нормаларын ескеру қажет [8];

5. Ауылшаруашылық түтынушыларын электрмен жабдықтауының

сенімділік шарттары бойынша 10 кВ АЖ магистралдарында АС-70 сымын үсынады, ал тарайтын орында сымын [4].

  1   2   3   4   5   6   7


©dereksiz.org 2016
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет