99519

Составление балансов мощности и определение приближенного потокораспределения (без учёта потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям)

Контрольная

Энергетика

При подключении компенсирующих устройств уменьшается величина потерь мощности в электрической сети, за счёт разгрузки элементов этой сети от потоков реактивной мощности, т.о. факт подключения компенсирующих устройств повлияет на величину затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети

Русский

2016-09-21

698 KB

0 чел.

  1. Составление балансов мощности и определение приближенного потокораспределения (без учёта потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям).

  1. Общий анализ района нагрузок

Линия

Длина, км

ВЛ1

80

ВЛ2

36

ВЛ3

40

ВЛ4

36

Длины линий:

Проведя анализ расположения источников питания и нагрузок на плане был выбран радиальный вариант сети.

  1. Выбор и обоснование номинальных напряжений питающих и распределительных электрических сетей.

ВЛ1: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Зарядная мощность ВЛ1  Мвар

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 220 кВ.

ВЛ2: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 110 кВ.

Зарядная мощность ВЛ2  Мвар

ВЛ3: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 110 кВ.

Зарядная мощность ВЛ2  Мвар

ВЛ4: Передаваемая активная мощность  МВт

кВ

Согласно полученного значения принимаем номинальное напряжение ВЛ1 ближайшее большее, установленное действующим стандартом (ГОСТ 721-77): 110 кВ.

Зарядная мощность ВЛ4  Мвар

  1. Балансы активной и реактивной мощностей.

Баланс активной мощности:  МВт

Баланс реактивной мощности:

Суммарная реактивная мощность района без учета зарядной мощности при условии, что максимумы активных и реактивных мощностей каждого потребителя совпадают во времени:  МВар

Суммарная зарядная мощность линий:  МВар

МВар

  1. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов подстанций.

ПС1: Мощность подстанции: МВ·А

ПС2: Мощность подстанции: МВ·А

ПС3: Мощность подстанции: МВ·А

ПС4: Мощность подстанции: МВ·А

Учитывая мощность потребителей и степень их ответственности выбираем по два трансформатора на подстанцию следующих номинальных мощностей [1, табл. 6.11, 6.14]:

ПС1

ПС2, ПС3, ПС4

Тип

АТДЦТН-125000/220/110

ТДН-16000/110

Мощность, МВ·А

125

16

Пределы регулирования

±6×2%

±6×2%

UНОМВН, кВ

230

115

UНОМСН, кВ

121

-

UНОМНН, кВ

11

11

uK ВН-СН,%

11

-

uK ВН-НН,%

31

10,5

uK СН-НН,%

19

-

ΔPКЗ, кВт

290

85

ΔPХХ, кВт

85

21

IХХ, %

0,5

0,85

RTВН, Ом

0,5

4,38

RTСН, Ом

0,5

-

RTНН, Ом

1

-

XTВН, Ом

48,6

86,7

XT CН, Ом

0

-

XTНН, Ом

82,5

-

ΔQXX, квар

625

136

Коэффициенты загрузки трансформаторов в максимальном и послеаварийном режиме:

ПС1:

ПС2:

ПС3:

ПС4:

  1. Выбор сечений проводов линий электропередачи по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по нагреву.

ВЛ2 Мощность нагрузки:  МВ·А

Потери мощности на трансформаторе:

МВ·А

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ2:  МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ2

XВЛ2

ΔQCВЛ2

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC 70/11

265

0,428

0,444

2,55·10-6

15,408

15,984

1,111

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:  МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

ВЛ3 Мощность нагрузки:  МВ·А

Потери мощности на трансформаторе:

МВ·А

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ2:

МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ3

XВЛ3

ΔQCВЛ2

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC 70/11

265

0,428

0,444

2,55·10-6

17,12

17,46

1,234

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:

МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

ВЛ4 Мощность нагрузки:  МВ·А

Потери мощности на трансформаторе:

МВ·А

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ4:

МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ4

XВЛ4

ΔQCВЛ4

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC 70/11

265

0,428

0,444

2,55·10-6

15,408

15,984

1,111

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:

МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

ВЛ1 Мощность нагрузки НН:  МВ·А

Потери мощности в обмотке НН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через обмотку НН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность нагрузки СН:  МВ·А

Потери мощности в обмотке СН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через обмотку СН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность в «конце» обмотки ВН:

МВ·А

Потери мощности в обмотке ВН автотрансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через обмотку ВН автотрансформатора:

МВ·А

Потери холостого хода трансформатора:

МВ·А

Мощность передаваемая через ВЛ1:

МВ·А

Расчётный ток в линии:  А

Экономическая плотность тока:A/мм2

Экономическое сечение:  мм2

В соответствии с табл. 4-5 [2]: Выбираем провод:

Тип

IДОП

r0

x0

b0

RВЛ4

XВЛ4

ΔQCВЛ4

А

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

AC240/11

610

0,121

0,4345

2,6·10-6

9,68

34,8

10,067

Мощность в «конце» линии:  МВ·А

Потери мощности в линии:

МВ·А

Мощность в «начале» линии:  МВ·А

Мощность поступающая в линию:  МВ·А

  1. Расчёт уровней напряжения на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций, анализ полученных результатов, выбор средств регулирования.

кВ

ВЛ1:

кВ

кВ

кВ

AT1 обмотка ВН

кВ

кВ

кВ

AT1 обмотка НН

кВ

кВ

кВ

кВ

AT1 обмотка СН

кВ

кВ

кВ

 кВ

принимаем

кВ

ВЛ2:

кВ

кВ

кВ

T2:

кВ

кВ

кВ

кВ

ВЛ3:

кВ

кВ

кВ

T3:

кВ

кВ

кВ

кВ

ВЛ4:

кВ

кВ

кВ

T4:

кВ

кВ

кВ

Кв

  1. Определение уровней напряжения на подстанциях в режиме максимальных нагрузок при подключении компенсирующих устройств и в послеаварийном режиме (отключение одной цепи ВЛ1 и одного автотрансформатора на ПС1) .

Максимальный режим (без компенсирующих устройств).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

227,8

-2,0

3,559

0,17

1,25

0_AT1

223,2

-5,3

1,474

0

0

НН_AT1

10,58

-6,6

5,778

28

9,8

СН_AT1

115,1

-5,2

4,674

35

12,25

ПС2

113,5

-5,7

3,187

0,042

0,272

НН_Т2

10,59

-9,2

5,95

18

5,4

ПС3

113,1

-5,8

2,819

0,042

0,272

НН_Т3

10,57

-10

5,671

20

6

ПС4

113,6

-5,6

3,316

0,042

0,0272

НН_Т4

10,65

-8,7

6,54

16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-120

-29,3

1,423

5,109

313,0

-

ВН_АТ1

-118

-45,1

0,077

7,477

320,3

-

НН_АТ1

-28

-10,5

0,009

0,741

77,38

-

СН_АТ1

-90,1

-27,1

0,044

0

243,2

-1×2%

ВЛ2

-18,3

-4,74

0,216

0,224

96,59

-

Т2

-18,1

-6,56

0,063

1,246

97,88

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,49

0,299

0,311

108,0

-

Т3

-20,1

-7,56

0,079

1,599

109,5

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,66

0,174

0,18

86,72

-

Т4

-16,0

-6,61

0,051

1,011

88,17

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,3

41,12

2,434

17,86

Максимальный режим (с компенсирующими устройствами).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

229,4

-2,1

4,258

0,17

1,25

0_AT1

226,9

-5,3

3,139

0

0

НН_AT1

10,75

-6,6

7,545

28

9,8

СН_AT1

114,5

-5,3

4,125

35

12,25

ПС2

112,9

-5,7

2,629

0,042

0,272

НН_Т2

10,58

-9,3

5,787

18

5,4

ПС3

112,5

-5,8

2,258

0,042

0,272

НН_Т3

10,51

-10

5,059

20

6

ПС4

113,0

-5,6

2,759

0,042

0,272

НН_Т4

10,59

-8,8

5,935

16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-120

-8,91

1,309

4,701

300,3

-

ВН_АТ1

-118

-25,3

0,069

6,728

303,8

-

НН_АТ1

-28,0

-10,5

0,009

0,717

76,11

-

СН_АТ1

-90,1

-8,08

0,04

0

230,0

-2×2%

ВЛ2

-18,3

-4,78

0,218

0,226

97,16

-

Т2

-18,1

-6,66

0,064

1,26

98,43

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,54

0,303

0,314

108,6

-

Т3

-20,1

-7,58

0,08

1,577

110,1

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,7

0,176

0,182

87,23

-

Т4

-16,0

-6,62

0,052

1,023

88,67

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,3

41,12

2,319

16,73

Минимальный режим.

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

220

0

0

0

0

ПС1

217,8

-1,2

-1,0

0,17

1,25

0_AT1

215,7

-2,9

-1,96

0

0

НН_AT1

10,26

-3,6

2,63

14

4,9

СН_AT1

111,3

1,158

1,158

17

6,8

ПС2

110,5

-3,1

0,41

0,042

0,272

НН_Т2

10,02

-4,9

0,224

9

3,15

ПС3

110,2

-3,2

0,193

0,042

0,272

НН_Т3

9,97

-5,2

-0,33

10

4

ПС4

110,5

-3,1

0,475

0,042

0,272

НН_Т4

10,03

-4,7

0,322

8

3,2

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-58,9

-1,81

0,361

1,297

157,7

-

ВН_АТ1

-58,4

-19,2

0,02

1,935

162,9

-

НН_АТ1

-14,0

-5,1

0,002

0,197

39,88

-

СН_АТ1

-44,4

-12,2

0,011

0

123,2

-1×2%

ВЛ2

-9,11

-1,56

0,056

0,058

49,31

-

Т2

-9,02

-3,48

0,017

0,332

50,52

-2×1,78%

ВЛ3

-10,1

-2,28

0,08

0,083

55,75

-

Т3

-10,0

-4,43

0,022

0,428

57,39

-2×1,78%

ВЛ4

-8,1

-1,53

0,045

0,047

44,25

-

Т4

-8,01

-3,47

0,014

0,271

45,62

-2×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

58,3

24,12

0,628

4,649

Послеаварийный режем (одна цепь ВЛ1).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

220,8

-4,1

0,351

0,17

1,25

0_AT1

216,0

-7,6

-1,84

0

0

НН_AT1

10,23

-9,0

2,264

28

9,8

СН_AT1

113,5

-7,6

3,22

35

12,25

ПС2

111,9

-8,0

1,707

0,042

0,272

НН_Т2

10,43

-12

4,348

18

5,4

ПС3

111,5

-8,1

1,331

0,042

0,272

НН_Т3

10,4

-12

4,048

20

6

ПС4

112,0

-7,9

1,838

0,042

0,272

НН_Т4

10,49

-11

4,936

-16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-121

-47,7

3,134

11,25

328,5

-

ВН_АТ1

-118

-46

0,083

8,03

331,9

-

НН_АТ1

-28

-10,6

0,01

0,792

80,01

-

СН_АТ1

-90,1

-27,5

0,048

0

251,7

0×2%

ВЛ2

-18,3

-4,85

0,222

0,231

98,1

-

Т2

-18,1

-6,68

0,065

1,283

99,34

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,62

0,309

0,321

109,7

-

Т3

-20,1

-7,61

0,081

1,607

111,2

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,76

0,179

0,186

88,08

-

Т4

-16

-6,64

0,053

1,041

89,48

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,3

41,12

4,183

24,74

Послеаварийный режем (один автотрансформатор на ПС1).

Таблица 1.

Результаты расчёта по узлам.

Узел

МодульU, кВ

Угол

dU,%

PНАГ, МВт

QНАГ, Мвар

A

233,2

0

6,0

0

0

ПС1

227,1

-2,0

3,241

0,085

0,625

0_AT1

216,6

-8,7

-1,53

0

0

НН_AT1

10,15

-12

1,545

28

9,8

СН_AT1

113,8

-8,7

3,495

35

12,25

ПС2

112,2

-9,1

1,988

0,042

0,272

НН_Т2

10,47

-13

4,653

18

5,4

ПС3

111,8

-9,2

1,614

0,042

0,272

НН_Т3

10,44

-13

4,357

20

6

ПС4

112,3

-9

2,119

0,042

0,272

НН_Т4

10,52

-12

5,241

16

5,6

Таблица 2.

Результаты расчёта по ветвям.

Ветвь

PB

QB

dP

dQ

IB

Регулирование

ВЛ1

-120

-38,6

1,5

5,388

321,4

-

ВН_АТ1

-118

-54,7

0,165

16,02

331,5

-

НН_АТ1

-28,0

-11,4

0,019

1,606

80,54

-

СН_АТ1

-90,1

-27,4

0,094

0

250,9

0×2%

ВЛ2

-18,3

-4,83

0,221

0,229

97,79

-

Т2

-18

-6,67

0,064

1,275

99,0

0×1,78%

ВЛ3

-20,4

-5,59

0,307

0,318

109,3

-

Т3

-20,1

-7,59

0,081

1,596

110,8

0×1,78%

ВЛ4

-16,3

-4,74

0,178

0,185

87,8

-

Т4

-16

-6,63

0,052

1,034

89,18

0×1,78%

Таблица 3.

Баланс мощности.

PΣH

QΣH

dPΣ

dQΣ

117,2

40,49

2,682

27,65

  1. Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Оценка эффективности подключения компенсирующих устройств.

  1. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств. Выбор опор ВЛ.

ПС1

220: Выбираем схему четырёхугольник:

- два трансформаторы и двухцепная линия

Преимущества:

- обладает высокой надёжностью

- позволяет проводить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы элементов схемы

- разъединители используются только для ремонтных работ

Недостатки:

Изменение тока в зависимость от режима работы схемы, что приводит к усложнению выбора оборудования установленного в кольце

110: Выбираем схему две рабочие и обходная система шин:

- число присоединений – 10

- большой процент потребителей первой и второй категорий.

Преимущества:

- возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников

- при к.з. на одной системе шин потребители теряют питание только на время переключений на резервную систему шин

Недостатки:

- большие капитальные затраты

- разъединители используются как оперативные элементы

10: Выбираем схему одна одиночная секционированная выключателем система шин

ПС2, ПС3, ПС4:

110: Выбираем схему два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

10: Выбираем схему одна одиночная секционированная выключателем система шин

  1. Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек.

Стоимость ЛЭП:

ВЛ1:

Двухцепная ВЛ, провод марки АС 240/32, напряжение 220 кВ –K0=27,8 тыс.руб./км

ВЛ2, ВЛ3, ВЛ4:

Двухцепная ВЛ, провод марки АС 70/32, напряжение 110 кВ –K0=17,8 тыс.руб./км

тыс. руб

Стоимость подстанций:

ПС1:

4 ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ по 90 тыс. руб

12 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб

2 АТДЦТН 125000/220/110 по 253 тыс. руб

Постоянные затраты на схему «четырёхугольник» на 220 кВ - 520 тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

ПС2:

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб

РУ на 110 кВ по схеме «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» - 36,3 тыс. руб

Постоянные затраты на схему «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» на 110 кВ - 270 тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

тыс. руб

Стоимость ПС3 и ПС4 равна стоимости ПС2.

Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ:

% (по табл. 8.2 [1])

тыс. руб/год

Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание п/ст:

тыс. руб

тыс. руб

%, % (по табл 8.2 [1])

тыс. руб

  1. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры

Потери активной энергии в воздушных линиях:

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ1:

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ2:

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ3:

ч

ч

МВт∙ч

ВЛ4:

ч

ч

МВт∙ч

Потери энергии в трансформаторах:

ПС1:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

ПС2:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

ПС3:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

ПС4:

МВт,  МВт.

МВ∙А

МВ∙А

ч

МВт∙ч

МВт∙ч

Суммарные потери энергии в сети:

МВт∙ч

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

МВт∙ч

МВт∙ч

руб/кВт∙ч,  руб/кВт∙ч

213 тыс. руб/год

  1. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии.

тыс. руб/год

МВт∙ч

коп./кВт∙ч

Коэффициент полезного действия:

МВт

МВт

МВт∙ч

%

%

  1. Определение эффективности подключения компенсирующих устройств.

При подключении компенсирующих устройств уменьшается величина потерь мощности в электрической сети, за счёт разгрузки элементов этой сети от потоков реактивной мощности, т.о. факт подключения компенсирующих устройств повлияет на величину затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети, следовательно именно по этой величине можно оценить эффективность подключения компенсирующих устройств.

Потери активной энергии в воздушных линиях:

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт∙ч

МВт∙ч

Суммарные потери энергии в сети:

МВт∙ч

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

МВт∙ч

МВт∙ч

руб/кВт∙ч,  руб/кВт∙ч

167,4 тыс. руб/год

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети снизились на 45,6 тыс. руб/год.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

14800. БІЛІМ НЕГІЗІ – БАСТАУЫШ МЕКТЕП 234 KB
  БІЛІМ НЕГІЗІ БАСТАУЫШ МЕКТЕП Егеменді еліміздің өсіп келе жатқан ұрпағын ойлы да іскер жігерлі де батыл өзінеөзі сенімді интеллектуалдық деңгейі биік дүниетанымы дұрыс қалыптасқан азамат етіп тәрбиелеуде мектептің алатын орны айрықша. Мектеп қазірг...
14801. Білім басқарудың мемлекеттік – қоғамдық жүйелері 52.5 KB
  Білім басқарудың мемлекеттік – қоғамдық жүйелері Жоспары: 1. Педагогикалық жүйелерді басқарудың ерекшеліктері 2. Педагогикалық жүйелерді басқарудың негізгі принциптері 1. Педагогикалық жүйелерді басқарудың ерекшеліктері Қазіргі заман жағдайында жалпы білім...
14802. Білім мəні мен маңызы 81.5 KB
  Білім мəні мен маңызы Жоспары 1. Білім – жалпыадамзаттық құбылыс 2. Білім əлеуметтік қажеттілік 3. Білімнің жүйелілігі 4. Білімпедагогикалық процесс 5. Қазіргі заман білім жүйесін реформалаудың негізгі бағыттары 4.1. Білім – жалпыадамзаттық құбылыс Қаншалы...
14803. ДYНИЕНI ДYБIРЛЕТКЕН ТYРКIЛЕРДIҢ ДЕНЕ ТӘРБИЕСI 48 KB
  ДYНИЕНI ДYБIРЛЕТКЕН ТYРКIЛЕРДIҢ ДЕНЕ ТӘРБИЕСI Қолына олимпиялық алауды ұстаған халық оның жалынын әрi қарай шалқыта түсуге тиiс Пьер де Кубертен қазiргi олимпиялық ойындардың негiзiн салушы Бiздер қазiргi кезде мекендеп ғұмыр кешiп отырған Қазақстан Республикасының аум
14804. Тəрбие құралы – əлеуметтік орта 67.5 KB
  Тəрбие құралы – əлеуметтік орта Жоспары 1. Отбасы – педагогикалық қатынас субъекті 2. Мектеп ұжымы 3. Балалар жəне жасөспірімдер бірлестіктері 1. Отбасы – педагогикалық қатынас субъекті Отбасы мектеп пен мектепке дейінгі тəрбие мекемелері балалар жəне жасө
14805. Көне дүниедегі мектеп және тәрбие 78 KB
  Көне дүниедегі мектеп және тәрбие. Ертедегі Шығыстың өркениеті жағдайындағы тәрбие және оқыту. Ертедегі Грециядағы тәрбие жүйесі. Ертедегі Грецияда педагогикалық теорияның пайда болуы. Ертедегі Римде тәрбие мен педагогикалық ойпікірдің дамуы. ...
14806. Көне Түркі жазба ескерткіштеріндегі және 58.5 KB
  Көне Түркі жазба ескерткіштеріндегі және Қорқыт ата кітабындағы халықтық педагогика Жазба ескерткіштер. Тәрбиенің мәңгілігі қажетгілігі қасиетгілігі жайлы ой түркі жазбасының ертедегі ескерткіштерімен дөледденеді. Бұл түрғыда ерекше қызығушылық түғазатын
14807. Қазақ ақын-жырауларының тәлім-тәрбиелік идеялары 51.5 KB
  Қазақ ақынжырауларының тәлімтәрбиелік идеялары. Қазақ хандығы көптеген тайпалардың – қаңлылар үйсіндер қыпшақтар арғындар наймандар дулаттар және т.б. негізінде құрылды. Қиын тарихи жағдайда қалыптаса отырып қазақ хандығы бірде ХҮІ ғ.бас кезінде нығайды бір...
14808. ҚИЫН БАЛАЛАРМЕН ЖҰМЫС 45.5 KB
  ҚИЫН БАЛАЛАРМЕН ЖҰМЫС. Бекибаева Сәнгүл Ғосманқызы қазақ тілі мен әдебиеті пәнінің мұғалімі №35жалпы орта білім беру мектебі 1 . Тәрбие отбасынан басталады Қиын балалардың отбасындағы беріктігі және өнегелі отбасында өнегелі ұрпақ тәрбиеленетіні сөзсіз....