Ауданның және электрмен жабдықтау жүйесінің қысқаша сипаттамасы



жүктеу 0.9 Mb.
бет2/6
Дата25.10.2017
өлшемі0.9 Mb.
1   2   3   4   5   6

6) Сол сияқты tgα=argA=0

7) α бұрышы бойынша АU2ф векторы әлі белгісіз, сондықтан оның бағытын ғана табуға болады;

8) ВI2 векторының аяғында түзүді жүргіземіз, АU2ф параллель ;

9) U1ф белгілі болғандықтан, О нүктесінен радиус жасаймыз, ол радиус шамасы U1ф тең. Бұдан үш бұрыш Оmn шығады.

(3,1) теңсіздігі бойынша U1ф екі вектордың суммасынан тұрады - АU2ф және ВI2. Онда U1ф үшбұрыштың үшінші қабырғасы болады Оmn.

10) U2ф абсолют шамасы [AU2ф]/[A] абсолют шамаларды бөлу арқылы табуға болады.

Мұндай диаграмма максималді және минималді режимдер үшін де салынады.

Максималді режим үшін U1макс және I2макс қолданылады.

U1ф.макс=0.96U1ф.ном =0.95*220/√3=120.66, кВ

U1ф.мин=1.05U1ф.ном =1.05*220/√3=133.36, кВ

9. U1 және U2 линия соңындағы абсолютті кернеу шамасын білгендіктен, кез келген режим үшін кернеу шығынын анықтауға болады.

ΔU=U1-U2

Көп жағдайда максималді режим көп кернеу шығынын көрсетеді.

ΔUмакс=U1макс-U2макс

Графикалық жолмен табылған шамалар, максималді және минималді режимдер үшін:

Ал кернеу шығындары мынаған тең:

U1ф.макс=120.66, кВ U2фмакс=105, кВ

U1ф.мин=133.36, кВ U2ф.мин=125, кВ

∆Uмакс=120-105=15, кВ

∆Uмин=133-125=8, кВ.

10. Қажетті коэффициент трансформациясы әр режимде әр түрлі болады:

k2макс=U’2макс/U2макс ; k2мин=U’2мин/U2мин

Соңындағы С шинасында кернеу мәні 110 кВ тең болса онда:

Uмакс2=0,98 U2=0,98*110=102,9, кВ;

Uмин2=1,02 U2=1,02*110=107,1, кВ.

Кернеу басқаруы коффициент трансформациясы +-2 пайыздан максималды және минималды режимдеде 102,9 дан 107,1 кВ дейін өзгеру қажет.

U2ф.макс U2ф U2ф.мин

102,9/√3 U2ф 107,1/√3

59,47 U2ф 61,9

k2макс=U’2макс/U2макс 105/59,47=1,76

k2мин=U’2мин/U2мин 125/61,9=2,01

11. Қабылдағыштардағы кернеуді жоғарыда көрсетілген шарттар бойынша орындау қажет. Трансформатордың басқару бөлінулері трансформатордың жоғарғы кернеу бөлінуінен жасалынады. Максималды режим кезінде тең немесе кіші болу қажет 110*1,76=193,6, кВ, ал минималды режим кезінде тең немесе үлкен болу қажет 110*2,01=221,1, кВ.

Режим өзгерген кезде трансформатордың басқару бөлігі 193,6 дан 221,1-ге дейін бөліп басқару керек, бірак біз таңдаған трансформатордың басқару бөлігін максималды және минималды режимдер үшін шарттарға тексеру қажет;

(193,6-220)*100/220 = -12

(221,1-220)*100/220= + 0,55

Бұл жағдай таңдалған трансформатордың басқару болігінің диапазон + - 6 пайыздан ғана басқара алады, трансформатор максималды режимді қамтамасыз ете алиайды.

Тұрақтылықты орнату үшін компесациялаушы құрылғылар қою қажет немесе қабылдағыштардың тұрақты кернеуін төменірек түсіру керек. Біздің жағдайда компенсациялаушы құрылғы дұрыс, өйткені 110 кВ кернеуін 105 кВ-қа түсіре алмаймыз. Компенсациялаушы қурылғығы: конденсатор батареяларын немесе синхронды компенсаторды қойсақ болады.

Конденсаторлы батарея: КСА-0,66-20

Қойылған қуаты 55,7

Uном=110 кВ

1,1 Uном кернеуі кезінде конденсатор батареясының беретін қуаты:

46,2 Мвар

Uном кернеуі кезінде конденсатор батареясының беретін қуаты:

38,4 Мвар

Параллельді тармақтар саны: 8

Конденсатор тармақтарының кезектеліп қосылу саны: 116

Конденсаторлардың толық саны: 2784.

3. Таңдалған сұлбаның жұмыс істеу режимдерін есептеу

3.1 Электр желісін жобалау



  1. 4-5 варианттан тұратын желілер схемасын құру

  2. алдын-ала қуат таралуын есептеп алу, сымдар қимасын бірдей ғылып және тоқ бөліну нуктелерін нормалді және авариядан кейінгі режимдерде есептеу.

  3. Сымдар қимасын экономикалық интервалдар номограммасымен есептеп табу.

  4. Желіні жылуға тексеру және ескерілуге дейінгі шамаға кернеу шығынын нормалді және авариядан кейінгі режимде есептеу.

1. Кез келген желі схемалары әр түрлі жолдармен әр түрлі конфигурацияда байланыста бола алады және олардың әр қайсысы теріс және оң қасиеттерімен ерекшеленеді. Таңдалған желі схемасы барлық талаптарға сай болу қажет, сенімділігі, экономдылығы, жуктемені не электр энергиясын пайдаланушыларға сапалы электр энергиясымен қамтамасыз ету қажет, желінің ары қарай таралуына, эксплуотациясы ыңғайлы, басқару жағынан жеңіл,ыңғайлы болу қажет. Есептеулі практикада подстанция салынуы негізінен жүктеменің улкен болуында дұрыс; 110 кВ – 5- 7 МВт; ал 220 кВ – 15-2 МВт; 330 кВ – 80-100 МВт және 500 кВ – 150-200 МВт орташа есеппен алғанда болу тиіс.

2. Вариант схемаларын экономикалық теңестіру жургізу үшін қарапайм қысқартылған есептеулермен есептеуге болады: а) тұйықталған желідегі қуаттың таралуы, 1-ші тапсырма бойынша есептеледі,линияның ұзындығы бойынша табу, сымдардың қимасын бірдейғылып алып есептеу б) бірінші қадымдағы есептеуде қуат шығынын есептемеу в) желінің әр нүктесінде кернеуді номиналды бірдей алу.

Барлық варианттартарға кіретін шамалар, мысалға трансформатор құны және трансформатордағы шығындар ескерілмейді, өйткені бұл шамалар тұрақты және варианттар есептеүіне әсер келтірмейді.



Сурет 2. Схеме варианттары


Схеме варианттары
Бастапқы мәліметтер

Кернеу U=220 kB

Подстанцияның максималды жүктемелері:

S1макс=30+j20, МВА ;

S2макс=45+j20, МВА ;

S3макс=30+j12, МВА ;

S3макс=30+j12, МВА ;

S4макс=50+j30, МВА ;

S5макс=40+j20, МВА ;

Минималды режим кезіндегі жүктеме:

Sмин=0.6Sмакс

А шинасындағы кернеу: максималды жуктеме кезінде 1,1 Uном ;

минималды жуктеме кезінде 1,1 Uном

Вариант №1



60,2 90 ПС3 10 19

40,04+j18.4 4.96+j1.59 34.9+j135 84. 96+j43.595

45+j20 30+j12 50+j30

Сурет 3. Қуат таралуы

Бұл схема екі жақтан энергиямен қамтамасыз етеді, қуат таралуы сақина учаскелерінде.

2. ПС1 және ПС4 байланыстыратын сақина тәріздес екі жақты схеманы есептейміз.

а) Қуат таралуын сақина учаскілерінде белгілі теңсіздік арқылы табамыз: SА=(∑SmZm)/Z∑ немесе SA=(∑SmLm)/L∑

мұнда Zm және Lm - кедергі және ұзындық; Z∑ және L∑ - суммарлы кедергімен сумарлы ұзындық ;

А пункінен ағатын қуат мынаған тең :

SА=[(45+j20)*119+(30+j12)*29+(50+j30)*19]/179.2=40.039+j18.404, МВА

Сол сияқты В пунктінен аққан қуат ағынын есептейміз:

SB=[(50+j30)*160.2+(30+j12)*150.2+(45+j20)*60.2]/179.2=84.96+j43.595, МВА

б) Есептеудің дұрыстығын тексереміз:

∑Sm=SА+SB= (45+j20)+(30+j12)+(50+j30)=(40.04+j18.404)+(84.96+j43.585), т.с.с. 125+j61.999=125+j61.999. Есептеу дұрыс жүргізілген.

в) А және В пунктеріндегі қуат ағынын білгендіктен 2-3 және 3-4 учаскілеріндегі қуат ағынын анықтаймыз:

S2-3=(40.04+j18.404)-(450j20)= -4.96-j1.596, МВА

S3-4=(-4.96-j1.596)-(30+j12)= -34.96-j13.596, МВА

“-“ минус таңбасым 2-3 және 3-4 участіктерінде қуат ағыны керісінше бағытта ПС3-тен ПС2, ал ПС4-тен ПС3-ке қуат ағыны ағады.

3.Тоқ бөліну нүктелерін анықтаймыз. Суреттен көріп отырғандай активті (қара үшбұрыш), және реактивті (ашық түсті үшбұрыш) тоқ нуктелері ПС2 участігінде орналасқан:

(40.04+j18.4)+(4.96+j1.596)=45+j19.996, МВА


45+j20


30+j12
4.96+j1.59

40.04+j18.4

34.96+j13.59

84.96+j43.595


155+j82

50+j30


30+j20
Сурет 4. 1-ші вариант үшін соңғы тұрақты қуат таралуы схемасы.

2-ші вариант үшін нормалді режимде қуат таралуын есептейміз, бұл есептеу тура 1-ші вариант секілді.




30,1 пс2 40 пс3 10 пс4 19

46,69+j23,18 4.69+j3.18 25.31+j8.82 75.302+j38.81

45+j20 30+j12 50+j30

Сурет 5. Қуат таралуы

SА=[(45+j20)*69+(30+j12)*29+(50+j30)*19]/99.1=49.69+j23.18, МВА

Сол сияқты В пунктінен аққан қуат ағынын есептейміз:

SB=[(50+j30)*80,1+(30+j12)*70,1+(45+j20)*30,1]/99,1=75,302+j38,81, МВА

Есептеудің дұрыстығын тексереміз:

∑Sm=SА+SB=

(45+j20)+(30+j12)+(50+j30)=(49,69+j23.18)+(75.302+j38.81)=

124.992+j61.99 =125+j62, МВА

Есептеу дұрыс жүргізілген.

А және В пунктеріндегі қуат ағынын білгендіктен 2-3 және 3-4 учаскілеріндегі қуат ағынын анықтаймыз:

S2-3=(49,63+j23.18)-(45+j20)=4.69+j3.18, МВА

S3-4=(4.69+j3.18)-(30+j12)=-25.31-j8.82, МВА

Минус таңбасы туралы жоғарыда айтылып кеткен.

(4.69+j3.18)+(25.31+j8.82)=30+j12, МВА /ПС3/




45+j20


4.69+j3.18 30+j12

25.31+j8.82

49.69+j2318

75.3+j38.81


155+j82


50+j30

30+j20
Сурет 6. 2-ші вариант үшін соңғы тұрақты қуат таралуы схемасы.


3.2 Трансформатордағы кернеу шығындарын анықтау

220/110 кВ үшорамды трансформаторда кернеу шығындары келесі өрнектен

анықталады:

ΔUT%=β( UA%cosφ+ UP%sinφ)

мұнда β - трансформатордың жүктелу коэффициентi ;

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

мүнда: SP -220/110кВ ҚС 110 кВ шиналарындағы есептік қуат, МВА;

SHT - трансформатордың номиналдық қуаты, МВА:

β = 125,24/2*200=0,31

Қысқа тұйықталу кернеуінің активтік құраушысы:

ΔUA%= (Ркт/100)* SНТ =(430*100)/200000=0,21%

мұнда Ркг. - 220/110 кВ трансформаторының орамдарындағы қуат шығындары, кВт.

Қысқа тұйықталу кернеуінің реактивтік қүраушысы:

мұнда U2K%- қысқа тұйықталу кернеуі. Онда

Кернеуі 110/10 кВ трансформаторларда кернеу шығындарын (шамамен) максималдық жүктемеде, яғни 100% -да , 4% тең және минималдық жүктемеде яғни 25%-да, 1% тең алады.
3.3 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].

3.4 Тораптарды кернеу ауытқу кестесін құру

Кернеудің ауытқу кестесінің негізгі арналымы түгынушылардағы кернеудің нормаланған ауытқуларын сақтағанда 220 жэне 110 кВ тораптарындағы кернеу шығындарының 2.3 кестесі

Ф-1желісінде сымдар қимасын таңдау және оларды кернеудің шектемді шығындары бойынша тексеру

- минималдық жүктемелер режимінде (жүктеме 25% болғанда)

V25 =+5%-UH

Кернеудің ауытқу кестесі қоректендіруші қосалқы станцияның 110 кВ шинасына ең жақын кернеуі 110/10 кВ ТП-ң және ең қашық 110/10 кВ ТП-ң 100% және 25% жүктемелер режимдері үшін қүрастырылады.

Ф-3 фидерінің тұтынушылары үшін кернеудің ауытқу кестесін

қүрастырады.(2.2 кестесі).

2.2 кестесі

ектемді мәндерін анықтау больш табылады (өндірістік жүктемелер үшін ):

- максималдық жүктемелер режимінде (жүктеме 100% болғанда)

V100 =-5%-UH;

3-кесте


Электрмен жабдықтау



Кернеу ауытқулары, %

Қашық ТГТ 110/10 кВ

Жақын ТП 110/10 кВ

100%

25%

100%

25%

220 кВ шиналары

+3,0

-1,0

+3,0

-1,0

Қоректендіруші АЖ -220 кВ

-2

-0,5

-2

-0,5

220/110 кВ

Шығындар

-3

-0,75

-3

-0,75

Тұрақты үстемелер

+(5)10

+(5)10

+(5)10

+(5)10

РГШ

+2x1,5

-5x1,5

+2x1,5

-5x1,5

110 кВ шиналары

+5

+0,25

+5

+0,25

110 кВ торабы

-4

-1

0

0

110/10 кВ

шығындар

-4

-1

-4

-1

үстемелер

+5

+5

+5

+5

ПБВ

+2,5

0

-2,5

-2,5

Тұтынушыдағы кернеудің ауытқулары

-5,0

+3,25

-5,0

+1,75

3.5 Электрмен жабдықтаудың сенімділігін қамтамасыз ету.

Жобалағанда аудандағы электр қабылдағыштарын электрмен жабдықтау сенімділігінің нормативтік деңгейлері техникалық-экономикалық негізде қамтылуға тиісті [9].

220/110/10 кВ тораптарда сенімділікті көтеру құралдарын таңдау келесі жолмен жүреді.

Екінші және үшінші категориялы тұтынушыларды электрмен жабдықтау

сенімділігінің стандартын қамтамасыз ететін автоматты коммутациялық

аппараттардың саны және оларды орнату орны екі жақтан қоректенетін екітрансформаторлы қосалқы станция үшін 220/110/10 кВ желінің L қосынды ұзындығынан және Р есептік жүктемесінен тәуелді. Мүнда тұтынушылар қосылған тармақтарды қосқанда желі айландарының максималдық үзындығы аспау керек [1 ].

Автоматты коммутациялық аппараттардың санын номограмма бойынша таңдайды. Графикте Р жэне 1 координаттары бар нүктені сала отырып,секциялық ажыратқыштардың СА (СВ) және автоматты РАҚ (АВР) немесе айырғыш көмегімен қолмен қосылатын тораптық резервтеудің тиімді жиынтығы аныкталады.

РАҚ қүрылғысының жайғасатын-орнын қосынды ұзындық бойынша желіні тең бөлетін нүктелер арасынан таңдайды.

Әрбір желілік айырғыштың жанында қысқа тұйықтау

нұсқаушыларын қондыру керек.

220/110/10 кВ желісінің әр-қайсысы бас және секциялық ажыратқыштарда АҚҚ(АПВ) қүрылғыларымен, қ.т. орнына дейін қашықтықты алыстан өлшейтін құрылғымен қамтылады.

4. Қысқа түйықтаду тоқтарын есептеу

Қысқа түйықтауларда үлкен тоқтардың себебінен тоқ жүретін бөлшектердің температурасы көтеріліп, өткізгіштер мен оқшауламалар зақымдалуы мүмкін. Мүнда дамитын электрдинамикалық күштер элёктр жабдығын қиратуы мүмкін. Қысқа түйықтау салдарынан болатын кернеудің төмендеуі оның ұзақтығын анықтағанда электр қозғалтқыштарының тоқтап қалуына соқтырады. Магистралды тораптарда қысқа түйықталулар электр жүйесінің орнықтылығын бүзуы мүмкін, бұл апаттың ең ауыр жэне ұзақ орнықты түріне жатады.

Олай болса, қысқа тұйықтау тоқтарының келеңсіз нәтижелерін барынша азайту үшін қосалқы станцияларды жобалағанда қысқа түйықталу

тоқтарына дүрыс қарсы әсер жасау үшін қажетті жабдықты ретімен таңдай

білу керек, оүл үшін қысқа түиықталу токтарын есептеу керек.

Қысқа түйықтау тоқтарын есептеу қосалқы станцияның жабдығын таңдап, оларды электрдинамикалық жэне қызу орнықтылығына тексеру, релелік қорғаныс және апатқа қарсы автоматикасы мен сұлбаларды таңдау, және жерлендіргіш қүрылғыларын есептеу үшін қажет.

Қысқа түйықтау тоқтарын аталған және салыстырмалы бірліктерде жүргізуге болады. Бірақ күрделі сұлбаларды аталған бірліктердің

көмегімен жүргізген ьңғайсыз, ол есепті қиындатады. Сондықтан қысқа

түйықтау тоқтарының есебін салыстырмалы базистік бірліктер арқылы жүргізеді. Негізгі базистік бірлік ретінде базистік қуатын алады, оның мәнін

Sб=1000 МВА-ға тең етіп алады.

Электр тізбегіне кіретін элементтердің әр қайсысы өзінің кедергісімен өрнектеледі. Сұлбаның балама кедергісін табу үшін барлық кедергілерді бір базистік кернеуге келтіру керек. Базистік кернеуге бір сатының 1,05 -ке көбейтілген номиналды кернеуге тең базистік кернеуі қабылданады:

U6 = 231 кВ; U6 = 115,5 кВ;, U6 =10,5 кВ.

Қысқа түйықтаy тоқтарының есебі екі режимде жүргізеді:

• максималды - қосалқы станция тіректі (негізгі) қосалқы станциядан қоректенсе (шиналардың екінші секциясы 2 ш);

• минималды - қоректену шиналардың бірінші секциясынан 1ш болса.

Максималды және минималды режимдер үшін есептік сұлбаларды келтіреді. АПК АРЭК мәліметтері бойынша тірек қосалқы

станциясының 220/110/10 кВ 1ш шиналарындағы үшфазалық қысқа түйықталу тоқтарының мәндері тең:

І(3)Кт=1,2кА;

шиналарында тең:

І(3)Кт=1,35кА;

[1]-н АЖ сымдарының меншікті активтік және индуктивтік кедергілерін жазып алады:

АС-240 г0 =0,021 Ом/км ; х0 =0,43 Ом/км ; 220 кВ

АС-150 г0 =0,15 Ом/км ; х0 =0,4 Ом/км ; 110 кВ

АС-150 г0 =0,15 Ом/км ; х0 =0,4 Ом/км ; 110 кВ

АС-150 г0 =0,15 Ом/км ; х0 =0,4 Ом/км ; 110 кВ

АС-150 г0 =0,15 Ом/км ; х0 =0,4 Ом/км ; 110 кВ


Кернеудің бөлек сатыларында базистік тоқтар анықталады

Iбi=S6/√3 •U61=1000/1,73*231=2,5 кА

Iбi=S6/√3 •U62=1000/1,73*155.5=3,71 кА

Ібз=Sб/ √3*Uб3=1000/1.73*10,5=55 кА

Тораптың орын есептік сұлбаның бөлек элементтерінің кедергілері салыстырмалы базистік бірліктерде анықталады.

Жүйе кедергісі:

x11=Iб/Iкз(3)=2,5/1,35=1,85—максималдық режимде;

x1= Іб/ Ікз=2,5/1,2=2,08 — минималдық режимде

Базистік бірліктерге келтірілген сұлба элементтерінің кедергілері:

220 кВ қоректендіруші желісінің кедергісі:

активтік

r22 =го*l* Sб/ U62 = 0,021*50*1000/2312 = 0,016 - максималдық режим;

r12=ro*l *Se/ U62 = 0,021 *45*1000/2312= 0,017 - минималдық режим;

индуктивтік.



'J —І

x22=х0*1* S6/ U6 = 0,43*50*1000/2312 = 0,4 - максималдық режим;

х12=х0*1* S6/ Об = 0,43*45*1000/2312 =0,36 - минималдық режим.

мүнда l- жел ұзындығы, км;

г00 - АС-240 маркалы сымның меншікті активтік және индуктивтік кедергілері, Ом/км;

S6 , Ua - кернеудің берілген сатысының қуаты, МВА және кернеудің, кВ базистік шамалары.

- 220/110 кВ трансформатордың кедергісі: активтік

г3 =rm= (Ркз/ Sнm)*(Sб/ Syn) = (430/200000)*(1000/200)=0,01 ;

индуктивтік

х3 =xm- (UK%/100)-(S6/ SHm) = (11/100)*(1000/200)=0,55 ,

- 110 кВ электр желісінің кедергісі (Фидер 2):

активтк


г40*l4*Sб/Uб2= 0,15 *0,4*1000/115,52 =0,004 ;

индуктивтік

x4=xo*l4*Sб/ Uб2=0,4*0,4*1000/115,52=0,011 ;

активтік


r5=r0* l5* Sб/U62 = 0,15 *1,2*1000/115.52 = 0,013 ;

индуктивтік


Каталог: wp-content -> uploads -> 2013
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №21 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №2 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №6 хаттама
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Тақырыптың өзектілігі
2013 -> «Алаш» либералдық-демократиялық қозғалысы идеологиясының маңызд


Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет