Бас төмендеткіш қосалқы станцияның орналасу орнын анықтау

Бас төмендеткіш қосалқы станцияның орнын анықтағанда төмендегі өрнекті пайдаланамыз:

Трансформатордың қуатын анықтау мәселесі терең есептеу жолдарын қажет етеді. 1 категорияларды әрбір трансформатор берілген қуатты көтере алуы қажет. Бұл жағдайда трансформатордың жүктелуін ескеруіміз қажет. 2 категорияларда әрбір трансформатор берілген қуаттың 60 пайызын көтере алуы қажет. Бұл жағдайда трансформатордың жүктелуін тағыда ескеруіміз қажет. 3 категорияларда әрбір трансформатор берілген қуатты көтере алуы қажет. Бұл жағдайда трансформатордың жүктелуін тағыда ескереміз.

S _экв1 =

Табылған S экв. арқылы Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков әдебиетінен бас төмендеткіш қосылқы станцияға күштік транформатор таңдаймыз. Яғни, таңдалған трансформатор түрі келесідей:

Таңдап алынған трансформатор келесі шартты қанағаттандыруы керек:

12,6 > 10 МВА.

Апаттық асқын жүктелу коэффициентін келесі өрнектеп анықтаймыз:

Мұндағы: S экв. = =

Sав.т > К₂ · St

10393 > 1.64 · 6.3

10393 > 10.33.

Цехтық трансформаторларды таңдау.

Цехтың трансформаторларды келесідегі шарттар бойынша таңдауымыз керек:

1. Егер объектілер 1-категориялы жүктемелерге жатса, онда әрбір объектіге 2 трансформатордан таңдаймыз.

2. Электр қамтамасыз ету желілері радиалды және магистральды болып қолданылады:

а) магистральды, егер трансформаторлар бір түзудің бойында жатса және олардың саны 3, 4 – трансформатордан аспауы керек;

б) радиалды, егер электр жүктемелерінің қуаты өте үлкен болса, жақын орналасса.

Берілген өндірісі орындарындағы объектілердің жүктеме қуаттарын және категорияларын анықтай отырып, мынадай тұжырымға келеміз. Яғни, әрбір объектіге 2 трансформаторлық қосалқы станция орналастырылсын.

S_max2 = 167,4 КВА

S_max3 = 1421,6 КВА

S_max4 = 1171,5 КВА

S_max5 = 182,03 КВА

S_max6 = 1984,12 КВА

S_max7 = 1574,4 КВА

S_max9 = 826,3 КВА

S_max10 = 463,8 КВА

S_max11 = 360 КВА

S_max12 = 112,8 КВА

S_max14 = 290,5 КВА

1. Қоректендіру және тарату кернеу денгейіне байланысты қосалқы станциялармен жүйелер жасау

2. сенімділік талаптарын ескере отырып, әрбір категорияларға сәйкесінше схема таңдау.

3. экономикалық тиімділік жолдарын қарастыру немесе техника-экономикалық есептеулер жасап, оның көрсеткіштеріне байланысты таңдау. Осы талаптарды орындай отырып, электрмен қамтамасыз ету схемасын жасаймыз.

Өндіріс орнында орналасқан бас төмендеткіш қосалқы станцияның схемасы төмендегідей болады:

1. 10 КВ-ЦРП тарату құрылғысы болу керек.

2. Секциялар бір-бірімен айырғыштар арқылы байланысқан.

3. Трансформатордың төменгі жағына ажыратқыштар орналастырылады. Сөйтіп төменгі тарату құрылғыға жалғастырылады.

4. Тарату құрылғылары бір-бірімен ажыратқыштар арқылы байланыстырылады. Бұл жағдайда электрмен қамтамасыз ету жүйесінің сенімділігі артады.

5. Тарату құрылғыларына кернеу трансформаторлары қолданылуы керек.

6. Трансформаторлық қосалқы станцияларға электр энергиясын тарату құрылғысынан ажыратқыштар мен кабельдер арқылы таратылады.

Өткізгіштердің қимасын токтың экономикалық тығыздығы бойынша таңдаймыз. Өткізгіштердің барлық қималары, жинақтаушы шинадан басқалары, токтың экономикалық тығыздығы lэк бойынша таңдалады.

S_эк =

Токтың экономикалық тығыздығы максималдық жүктеменің қолдану сағат санынан тәуелдігі бойынша анықталады. Ол Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков әдебиетіндегі жүктеме кестемен анықталынады.

Бас төмендеткіш қосалқы станциядан трансформаторлық қосалқы станцияларға электр энергиясын жеткізіп беру үшін, кабельдер тарттық. Ол 3 түрлі нұсқа қарастырды:

1. Сақина

2. Аралас

3. Радиалды.
1. Сақина әдісінің көмегімен ТП желілерін электрмен қамтамасыз ету.

Қорек көзі Қорек көзі

L₁ L₂ L₃ L₄ L₅ L₆ L₈ L₉

S_А-10 S₁₀ S₄ S₁₁ S₁₂ S₁₃ S₉ S₂

S_10-4 = S_A-10 – S₁₀ = 1.29 – 0.46 = 0.8 МВА.

S_4-11 = S_10-4 – S₄ = 0,8 – 1,17 = 0.3 МВА.

S_11-4 = 0.3 МВА.

S_12-11 = S_11-4 – S₁₁ = 0,3 – 0,36 = 0,66 МВА.

S_13-12 = S_12-11 – S₁₂ = 0,66 + 0,11 = 0,77 МВА.

S_9-13 = S_13-12 – S₁₃ = 0,77 + 0 ,17 = 0,94 МВА.

S_2-9 = S_9-13 – S₉ = 0,94 + 0,81 = 1,76 МВА.

S_в-2 = S_2-9 – S₂ = 1,76 – 1,16 = 1,92 МВА.

Sв_-12 = S_А-10 – S₁₀ + S₄ + S₁₁ + S₁₂ + S₁₃ + S₉ + S₂

3,2 = 3,2

Қорек көзі Қорек көзі

L₉ L₁₀ L₁₁ L₁₂ L₁₃ L₁₄

S_А-6 S₆ S₇ S₁₄ S₃ S₁

S _14-7 = 0,5 МВА.

S _3-14 = S _14-7 – S ₇ = 0,5 + 0,29 = 0,78 МВА.

S _1-3 = S _3-14 – S ₃ = 0,79 + 1,42 = 2,21 МВА.

S _В-1 = S _1-3 – S ₁ = 2,21 + 1,35 = 3,56 МВА.

S _В-1 = S _A-6 = ES

6,53 = 6,53

Қорек көзі

АА
S₈

S₈ = 3585 КВА = 3.58 МВА
Қорек көзі

АА
S₅ S₁₅

Кесте-9

р/с	Желілер	Ұзындығы L, км	Қимасы S, мм2
1	Л 1	0,39	50
2	Л 2	0,25	50
3	Л 3	0,3	50
4	Л 4	0,19	50
5	Л 5	0,16	50
6	Л 6	0,14	50
7	Л 7	0,11	70
8	Л 8	0,08	70
9	Л 9	0,29	120
10	Л 10	0,28	50
11	Л 11	0,22	50
12	Л 12	0,23	50
13	Л 13	0,23	50
14	Л 14	0,06	150
15	20 КВ Л 15	0,34	70
16	Л 16	0,28	50
17	Л 17	0,21	50

Техника – экономикалық сараптамаға сүйене отырып, осы нұсқадан сымдардың бағасын шығарамыз. Ол үшін, С. С. Рокота және М. М. Шапиро әдебиетіндегі 9.10.-кестені (330 б) пайдаланамыз.
50 мм² = L = 2,65 км.

70 мм² = L = 0,53 км. = 530 м.

120 мм² = L = 0,23 км. = 230 м.

95 мм² = L = 0,22 км. = 220 м.

150 мм² = L = 0,06 км = 60 м
50 мм² – 6,9 мың.тенге.

6,9 · 2,65 = 18,28 мың.тенге. = 2559,2 мың.тенге.

70 мм² – 7,3 мың.тенге. – 1 км.

0,007 мың.тенге. – 1 м.

0,007 · 530 = 3,71 мың.тенге. = 519, 4 мың.тенге.
120 мм² – 8,4 мың.тенге. – 1 км.

0,008 мың.тенге. – 1 м.

0,008 · 230 = 1,93 мың.тенге. = 270,2 тыс.т.
95 мм² – 7,9 мың.тенге. – 1 км.

0,007 мың.тенге. – 1 м.

0,007 · 220 = 1,73 мың.тенге. = 242,2 тыс.т.
150 мм² – 9 мың.тенге. – 1 км.

0,009 мың.тенге. – 1 м.

0,009 · 60 = 0,54 мың.тенге. = 75,6 тыс.т.
Е 3666,6 мың.тенге.

Электрмен қамтамасыз ету жүйесінің радиальды варианты
І₁ = = = 79,4 А.

F = = = 52,9 мм²

І₂ = = 9,8 А.

F = = 6,5 мм²

І₃ = = 383,6

F = = 55,7 мм²

І₄ = = 68,9 А.

F = = 49,5 мм²

І₅ = = 10,7 А.

F = = 7,13 мм²

І₆ = = 116,7 А.

F = = 77,8 мм²

І₇ = = 92,6 А.

F = = 61,7 мм²

І₈ = = 105,4 А.

F = = 70,3 мм²

І₉ = = 48,6 А.

F = = 32,4 мм²

І₁₀ = = 27,2 А.

F = = 18,18 мм²

І₁₁ = = 21,17 А.

F = = 6,6 мм²

І₁₂ = = 6,6 А.

F = = 4,4 мм²

І₁₃ = = 10,18 А.

F = = 6,7 мм²

І₁₄ = = 17,08 А.

F = = 11,39 мм²

І₁₅ = = 1,2 А.
F = = 0,86 мм²
50 мм² – L = 3,05 км.

70 мм² – L = 1,02 км.

50 мм² – 10,4 мың. тенге.

10,4 · 3,05 = 31,72 мың.тенге. = 4440,8 мың.тенге.

11,4 · 1,02 = 11,62 мың.тенге. = 1626,8 мың.тенге.

Кесте-10

№№	Кабельдің маркасы	S, мм2	S, МВт	L, км
1	Л1 (А-2) ААШ в У	50	1,3	0,08
2	Л2 (А-1) ААШ в У	50	1,3	0,05
3	Л3 (А-3) ААШ в У	50	1,3	0,24
4	Л4 (А-14) ААШ в У	50	1,3	0,32
5	Л5 (А-10) ААШ в У	50	1,3	0,39
6	Л6 (А-4) ААШ в У	70	1,8	0,16
7	Л7 (А-11) ААШ в У	70	1,8	0,59
8	Л8 (А-13) ААШ в У	70	3,6	0,27
9	Л9 (А-12) ААШ в У	50	1,3	0,32
10	Л10 (А-9) ААШ в У	50	1,3	0,28
11	Л11 (А-8) ААШ в У	50	1,3	0,30
12	Л12 (А-15) ААШ в У	50	1,3	0,31
13	Л13 (А-5) ААШ в У	50	1,3	0,2
14	Л14 (А-6) ААШ в У	50	1,3	0,22
15	Л15 (А-7) ААШ в У	50	1,3	0,34

Жартылай магистральды және жартылай радиальды
Қорек көзі

АА
S₈

І₈ = = 105,4
F = = = 70,2 мм²
Қорек көзі

АА
S₉

I₉ = = 82.63 А

F = = 55.08 мм²

АА

S₅ S₁₅

F = = 0,8 мм²

I₁₅ = = ,2 А
F = = 8 мм²
Қорек көзі

АА
S₂ S₄ S₁₃ S₁₂

F = = 4.4 мм²

S _4.13 = S₁₃ + S₁₂ = 173,07 + 112,8 = 285,87 КВА
I = = 16,8 A

F = = 11,2 мм²

S _2,4 = S₄ + S₁₃ + S₁₂ = 1171 + 173,07 + 112,8 = 1456,8 КВА
I = = 85,6 A

F = = 57,13 мм²

S _А-2 = S₂ + S₄ + S₁₃ + S₁₂ = 1624,2 КВА
I = = 95,5 A

F = = = 63,6 мм²

АА

S₁₀ S₁₁

F = = 14,11 мм²

F = = 32,27 мм²

АА
S₁ S₃ S₁₄

F = = 8,7 мм²

S_1·3 = S₃ + S₁₄ = 1421 + 254.25 = 1675.25 КВА
I = = 98,5 А

F = = 65,6 мм²

F = = 118,6мм²

АА
S₆

АА
S₇

I = = 92,5 А F = = 61,7 мм² F = = 19,6 мм²

I_3-14 = = 46,4 А F = = 30,98 мм²

I_1-3 = = 130 А F = = 86,6 мм²

I₈ = = 105,4 А F = = 70,3 мм²

I_А-5 = = 12 А F = = 8 мм²

50 мм² = L = 2356 м.

70 мм² = L = 1012 м.

95 мм² = L = 228 м.

120 мм² = L = 180 м.
50 мм² – 10,4 мың.тенге. – 1 км.

10,4 · 2356 = 24502,4 мың.тенге. = 3430336 тг.

11,4 · 1012 = 11536,8 мың.тенге. = 1615152 тг.

12,4 · 228 = 2827,2 мың.тенге. = 395808 тг.

13,4 · 180 = 2412 мың.тенге. = 337680 тг.

∑ 5778976 тг.

2.7.2 Электр сұлба нұсқаларының техника-экономикалық есептеулері
1. Қарастырылған варианттар үшін, техника-экономикалық есептеулер жүргізу
ТМТН – 6300/110

∆Рх = 58 кВт = 0,058 мВт

∆Рх = 14 кВт = 0,014 мВт

Sном = 6,3 МВА

К = 2

∆Р = К∆Рх +

қуат шығындарын есептеу:

Кесте-11

Pi, МВт	S, MBA	t қ. с.	∆ti = 365 ·∆ t қ.
3,6	2,16	5	∆ti = 5 · 365 = 1825
2,46	1,93	2	730
3,2	2,72	6	2190
3	2,49	3	1095
2,57	1,03	2	730
2,5	1,05	1	365
2,92	1,5	1	365
2,75	1,16	2	730
2,43	1,95	1	365
2,06	1,98	1	365

Р₂ = 2 · 0,014 + = 0,09 мВт

Р₃ = 0,028 + = 0,11 мВт

Р₄ = 0,028 + = 0,03 мВт

Р₅ = 0,028 + = 0,10 мВт

Р₆ = 0,028 + = 0,12 мВт

Р₇ = 0,028 + = 0,09 мВт

Р₈ = 0,028 + = 0,11 мВт

Р₉ = 0,028 + = 0,11 мВт

Р₁₀ = 0,028 + = 0,08 мВт

W = ∆Pi *∆ ti

∆W₂ = 0.09 * 730 = 65,7 МВт.

∆W₃ = 0,11 * 2190 = 240,9 МВт.

∆W₄ = 0,03 * 1095 = 32,8 МВт.

∆W₅ = 0,10 * 730 = 73 МВт.

∆W₆ = 0,12 * 365 = 43,8 МВт.

∆W₇ = 0,09 * 365 = 32,85 МВт.

∆W₈ = 0,11 * 730 = 80,3 МВт.

∆W₉ = 0,11 * 365 = 40,15 МВт.

∆W₁₀ = 0,08 * 365 = 29,2 МВт.

3 _min = Р_н · К + И+У  min

Мұндағы: К – электр қоңдырғы құрылысына күрделі қаржыны салу, мың теңге:

Р_н = 0,12 – тиімділіктің нормативтік коэффициенті.

Н – жылдық шығыны, мың теңге/жыл.

У – электр энергияның жіберілмеуінің болатын шығын, мың теңге.

И- жылдық шығыны,мың тенге/жыл

Оқу жобалауында салыстыру электр энергияның жіберілмеуінен болатын шығынды (У) ескермей жүргізілді.

Қаржы салымы (к) схемалардың элементтерінің құндарының ірілендірілген көрсеткіштері бойынша анықталады. (Б. Н. Некебаев, М. П. Крбчков). Трансформатолардың құны келесі өрнек бойынша анықталады:

К_раст = j · К зауыт.т.

К_{зауыт.т.} – трансформатолардың зауыттық құны 3.3. – 3.11. – кестеден салынады(Б. Н. Нелепаев, И. П. Крючков 120 б.)

J – күштік трансформатолырдың зауыттық құнын бірлікке келетін есетік құнына қайта есептеп келтіретін орташа коэффициент 10.3. – кестеден анықталады. (Б. Н. Нелепаев). Жылдық пайдалану ұсталымы өрнек бойынша анықталады:

Н = Н_а + Н_о + Н шығ.

Мұндағы: Н_а + Н_о – амортизациядағы ұсталымы, пайдалануы мен қызмет көрсетуі.

Н_а + Н_о =

Мұндағы: Ра және Ро амортизацияға және пайдалануға нормамен бөлінетін қаржы (%), 10.2. – кестесіне сәйкес болу керек (548 бет).

Кабельдер	Ра, %	Ро, %
АС 70/11 (әуе)	2,4	0,4
110 КВ	6,4	3
10 КВ	3,4	2
10 КВ	4,3	2
10 КВ	6,4	3
10 КВ	6,4	3

Ра, ср. = = 4,88 %.

Ро, ср. = = 2,23 %.

1 нұсқа: Иа + Ио = = 3480,5

2 нұсқа: Иа + Ио = = 36,33

3 нұсқа: Иа + Ио = = 3462,5
Ишығ – жылғы электр энергияның шығынынң ұстамы

Ишығ = В · ∆W

Мұндағы: В – электр энергияның 1 КВт. сағ. шығының құны, тг/КВт. сағ. ( В = 1,5 – 2 тг (КВт/сағ.).

Техника – экономикалық есептеудің нәтижелерін төмендегі кестеге еңгіземіз

кесте12

р/с	Трансформатордың маркасы	Саны	Құны, тенге.	Жалпы құны	Құны теңге
1	ТМ – 630/10	2	41700	83400	11676000
2	ТМ – 630/10	2	6600	13200	1848000
3	ТМ – 1000/10	6	2035	12210	1709400
4	ТМ – 1000/10	8	570	4560	638400
5	ТМ – 1000/10	6	2965	17790	2490600

Жоғарыдағы кестедегі трансформаторлардың құнын Б. Н. Нелепаев, И. П. Крючков әдебиетіндегі 3.4. кестені пайдалана отырып таптық. Трансформаторлардың жалпы құнын теңгеге айналдырғанда инфляция коэффициентін К – 140 деп алды. Сонда трансформаторлардың ашық тарату құрылғысының құрылғыларының және кабельдің құндарының қосындысы мынаған тең болды:

Қоректендіруші желісінің көлденең қимасының ауданын таңдау 110 КВ-қ әуе желісіне тәждін шығындарға рұқсат етілетін сым өткізгіштің көлденең қимасы ПУЭ бойынша 70 мм². Сым өткізгішті экономикалық топ тығыздығы бойынша таңдаймыз. Максималды жүктеме кезінде заводтың максимум жүктемесі S = 11 МВА.

Ғ = = = 70 мм.

АС – 70 мм² болатын 2 тізбекті әуе желісін таңдаймыз (АС 70/11)

W – 1 КВт · сағ.электр энергиясының жылдық шығыны

Кесте-13

р/с	шығындар	1 нұсқа, аралас	2 нұсқа радиальды	3 нұсқа шеңбер
1	Есептік қаржы салымы, К. мың теңге	38952,96	41101,4	38700,4
2	Энергияның шығынының құны, N шығ. мың тг.	1604	1604	1604
3	Аммортизация шығару, На + Но, мың теңге	1480,5	1633,3	1462,5
4	Келтірілген min шығындары 3 min , мың теңге	6958,8	7369,46	6910,5

1 нұсқа: Н = Иа + Ио + Н шығ. = 1604 + 3480,5 = 5084,5

2 нұсқа: Н = 1604 + 3633,3 = 5237,3

3 нұсқа: Н = 1604 + 3462,5 = 5066,5

Реактивті қуатты қарымталау қуат коэффициентін көтеру үшін қолданылады. Жалпы өндірілген немесе туытынылған қуаттардың едәуір бөлігі реактивті жүктемелерге жұмсалып, пайдалы жұмысқа қатыспайды. Сондықтан өндіріс орындарында реактивті қуаттың шамасы анықталып, оған қарымталау түрлері немесе азайту әдістері қолданылуы керек. Бұл әдістерге:

1. Конденсаторлық батареялар қою.

2. Синхромды компенсаторлар қолдану жатады.

Сонымен бірге қарымталаушы қондырғыларсыз қуат коэффициентін көтеру жолдарыда қарастырылады. Бұл әдісте электр жүктемелерінің жұмыс режимдерін оңтайластыра отыра жасау болып табылады. Әсіресі көп жағдайда электр двигательдері және трансформаторлар өзінің қуатынан төмен дәрежеде жүктеледі. Бұл кезде олар реактивті қуатты тұтыну өсіп, қуат коэффициенті түседі. Сондықтан осындай жағдайларды болдырмау мақсатында оларды толық жүктеу жүргізеді.

Қорымталаудың артықшылығы схемедағы активті элементтердің параметрлеріне оптимальды және экономикалық тиімді алу үшін және электр шығындарын азайту үшін қажет. Біздің жағдайда қарымталау қоңдырғысы ретінде конденсаторлар қолданылады. Конденсаторларды қуат коэффициенті cos4 = 0.8 – ден төмен объектілерге қою тиімді. Бізде 1, 2, 5, 6, 7, 10, 13, 15, 9 – объектілердің қуат коэффициенті 0,8 – ден төмен. Сондықтан біз осы объектілерге қарымталау жасаймыз.

Конденсаторлық қуатын төмендегідей өрнек арқылы есептейміз.

Q ку = Р см (tg4₁ – tg 4₂)

Трансформатордың берілгендерін В. М. Блок әдебиетіндегі 6.51. – кестеден аламыз (228 бет)

S ном = 630 КВА.

Мк = 5,5 %

Рк = 7,6 КВт

Рк = 1,42 КВт

Рт = KPx + · = 2 · 1.42 · 0.5 = 49.55

Qку = Р см. (tg 41 – tg 42)

Qку = 954,5 (0,9 – 0,39) = 528,5

Qку = · Рсм · еп41 = · 954,5 · 0,9 = 759

Q_нн = Q_нн -

Мұндағы: М = 1,06, Л – 0,4 деп аламыз. Ал Ч экв. = = = 0,001 Ом.

Q_нн = 759 - = 229

Q_вс = Qку - Q_нн = 528,5 – 229 = 299,5
S₁ = Р max + J (Qmax – Qky) = 1013,6 + J 594,3 КВа.
В. М. Блок әдебиетіндегі 6.92. – кестені пайдалана отырып, конденсатор таңдаймыз. (316 бет)

ККУ-6-2 (Q = 500 КВар) ж2не УКАН – 0,38 – 150 – 50 (Q = 50 КВар) маркалы конденсатор таңдаймыз.

ТМ-100/10 маркалы трансформатор орналасқан.

Cos 4 = = 0,65

Трансформатолардың бастапқы мәліметтері:

Іх = 2,6 %

S ном = 100 КВА

Мк = 4,5 %

Рх = 0,31 КВт

Q см = Q см. нан + Qт = 100,9 + 12,65 = 113,55

Tg41 = = = 1,27
Tg42 = 0,39

Q ку = 89,02 (1,27 – 0,39) = 78,33 КВар

Qнн =
Рн.тр=102 КВА

100 КВА-ЧЭкв=0,034 Ом

Qвс=Qку-Qнн=78,33+53,3=131,63 кВар.

S=118,321 j59,92 КВА

6-цех
ТМ-1000/10 маркалы трансформаторлар орнатылған.

Трансформатордың бастапқы берілгендері:

Sнан=1000 КВА

Мк=5,5%

Рк=12,2-11,6 КВТ

Рх=2,1-2,45 КВТ

Iх=1,4-2,8 %
Qт=

Рт=2,21*0,5

Рсм=1430+400,84=1830,84
Qсм=1072+28.05=1100.05

Tg u₁=

Tg u₂=0,39
Qку=1830,8 (0,6-0,39)=384,4
Qнн=

Ч экв=0,0021Ом/2= 0,00105 Ом

Маркалы конденсаторлық батарея таудаймыз.

Qку = · 1023,4 · 0,85 = 835,09

Qнн = 835,09 - = 114
Q вс – 6 – 2 (Q = 500 кВар) маркалы конденсаторлық батарея таңдаймыз.
S₇ = 1180,8 + j 570,6 КВА.

10 цех
ТМ-250/10 маркалы трансформатор орнатылған. Трансформатордың бастапқы берілгендері:

S ном = 250 КВт.

Ик = 4,5 %.

Рк = 3,7 %.

Рх = 1,05 КВт.

I х = 2,3 %.

Q ав = 198,7 – 77,17 = 121,53

Qт = + 0,5 = 11,93

Qвс = 68,97 – 40,38 = 28,5

ТМ – 25/10 маркалы трансформатор орналасқан. Трансформатордың бастапқы берілгендері:

Мк = 4,5 %

Рк =- 0,6 – 0,69 кВт.

I х = 3,2 %

Q x = 0.38 КВар№
Q₁ = Q_х + Q (Sep/Sn)2 +
Мұндағы: Q = = = 1,12 кВар.

Жалғыз трансформатор үшін:

Рт = Рх + Рк ()² = 0,105 + 0,6 ()² = 0,57

Tg41 = = = 1,47

Qку = 6,32 (1,47 – 0,39) = 6,89
Qнн = · 6,32 · 1,47 = 7,6

Ч кв = = = 0,09 Ом

Qнн – 7,6 - = - 1,23

Q вс = 6,89 + 1,23 = 8,12

Рсм = 70,2 + 1,71 = 71,9

Qнн = · 71,9 · 1,5 = 77

Qнн = 77 - = 24

Qвс = 79,8 – 24 = 55,8

ТМ – 630/10 маркалы трансформатор орналасқан.

Трансформатордың бастапқы берілгендері:
Sнан =630 кВа

Мн=5,5 %

Ру=1,42 КВт

Tg u₁=

Qнн=

Ч _экв=

Qнн=324,5-
Qвс=247,10+432,6=679,7
S₉=P _max+j(Q _max+Q_ky)=578.4+j (590-247)=578.4+j343 КВА
Кесте-12

Атаун	Хт,Ом	Атаун	Ха,Ом/км
ТМ-630/10 ТМ-100/10 ТМ-1000/10 ТМ-2500/10 ТМ-250/10 ТМ-400/10 ТМ-250/10 ТМ-25/10 ТМН-6300/35 Хт выс Хтсред Хтниз	4,25 20,4 2,67 5,7 7,8 5,3 7,8 150 112,8 0 65,6	ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ ААШвУ АС/70/11	0,0189 0,001728 0,0126 0,0136 0,00936 0,00912 0,01376 0,00352 0,0081 0,00864 0,00594 0,0072 0,01008 0,01152 0,77

2.9. Қысқы тұйықталу тогын анықтау
Кез келген электр тізбегінде өтпелі процестер жүреді. Соның ең ауыры қысқа тұықталу болып табылады. Бұл токтар электр аппараттарын қыздыра отырып, бүлінуге апарады. Біздің мақсатымыз тізбектегі осы токтарды анықтап, олардың электр аппаратарына әсерін білу және алдын-алу болып табылады. Қосалқы станцияның және тарату пунктерінің аппараттарын таңдау, релелік қорғаныс есептеулерін жүргізу, жалғастыру (байланыстыру) сымдарының қимасын көптеген жағдайларды электр берілісі желілерінің сымдарын таңдау үшін, қ.т. кезінде ағатын токдардың жуық мәнін дәл анықтай білу керек. қ. т. деп – электр тізбектерінің ір түрлң полюстерінің немесе фазаларының бір-бірімен кедергісі өте аз (нөльге жақын) заттармен тұйықталуын, яғни эксплуатациядағықалыпты жағдайдың бұзылуын айтады.

Қ.т. пайда болуына келесі себептер әсер етеді:

1. Оқшауламаларының бүлінуі.

2. тарату құрылғыларына аппаратурамен басқаратын жұмысшылардың қателігі.

3. Әуе желілерінің сымдарының бір-бірімен айқасуын немесе үзіліп түсуі.

4. Кернеудің төмендеуі т.б. себептер әсер етеді.

Мен бұл курстық жұмыста 4 жерден қ.т. топтарын есептедім: 0,4, 0,4,,35  кВ жағында (К-1 нүктесі) J – 1 нүктесіндегі В фазалы қ.т. топтарын есептеу үшін, эквивалентіндегі түрлендіру тәсілімен кедергілерді К-1 нүктеге жинаймыз. Ол үшін бізге системаның, желілердің, двигательдердің жеке трансформаторлардың кедергілерін анықтауымыз керек.