Дипломная работа: Розвиток і вдосконалення льотної промисловості України

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ

САЕ – системи автономного електропостачання;

ЕЕС – електроенергетична система;

РП – розподільчий пункт;

ЦЖ – центр живлення;

ЛЕП – лінія електропередач;

ВН – висока напруга;

НН – низька напруга;

ЕЕ – електрична енергія;

ЕМ – електрична мережа;

ЕРС – електрорушійна сила;

СЕП – система електропостачання;

НДР – науково–дослідна робота;

АД – асинхронний електродвигун;

ЕД – електродвигун;

УГЖ – установку гарантованого живлення;

ШГЖ – шина гарантованого живлення;

ГПП – головна понижуюча підстанція;

ЦРП – центральний розподільчий пункт;

ТП – трансформаторна підстанція|харчування|;

АВР – автоматичне вмикання резерву;

СД – синхронний двигун;

ЕРС – електрорушійна сила;

ЕОМ – електронно обчислювальна машина;

КУ – конденсаторна установка;

ТЕЦ – теплоелектроцентраль;

ДЖ – джерело живлення.

ВСТУП

Подальший розвиток і вдосконалення льотної промисловості України тісно пов'язаний з розвитком систем електропостачання, за допомогою яких забезпечуються нормальна життєдіяльність людей, які користуються послугами льотного транспорту і виконання обслуговуючим персоналом поставлених перед ними задач. Особлива роль відводиться системам автономного електропостачання.

Системи автономного електропостачання (САЕ) в загальному випадку призначені для отримання, виробництва, перетворення і розподілу електроенергії між електроприймачами. Широке використання в електроприймачах нових елементів і пристроїв, що виконують відповідальні задачі, значна їх концентрація вимагають різкого підвищення надійності і безперебійності електроживлення споживачів електричною енергією підвищеної якості. Отже, основними елементами САЕ повинні бути установки гарантованого живлення (УГЖ) як змінного, так і постійного струму. Тому в даному дипломному проекті основну увагу надається установкам гарантованого живлення і їх елементам (різноманітним перетворювачам електричної енергії, стабілізаторам напруги і автономним джерелам електричної енергії).

За довгі роки наші вчені, інженери і робітники створили передову електротехнічну промисловість, що випускає перетворювачі електричної енергії, стабілізатори напруги і автономні джерела струму (акумуляторні батареї), які не тільки не поступаються кращим зарубіжним зразкам, але і у багатьох випадках перевищуючі їх.

Перші керовані випрямлячі на тиратронах з'явилися в 1933 році. В 1940 році розроблені германієві і кремнієві вентилі, на основі яких будувалися і в цей час будуються перетворювачі електричної енергії. В 50-х роках, після винаходу транзисторів, розвернулися роботи із створення на їх основі статичних перетворювачів електричної енергії різного призначення.

Новий могутній стрибок в силовій напівпровідниковій техніці викликаний появою в 60-х роках напівпровідникових керованих вентилів-тиристорів. На їх базі створені могутні керовані випрямлячі і інвертори.

Вдосконалення і практичне застосування перетворювачів і стабілізаторів електричної енергії і хімічних джерел струму пов'язано з роботами радянських учених: А.Н. Ларіонова, І.Л. Каганова, Д.Г. Толстова, А.В. Поосе, І.М. Чиженкс, Г.А. Глазенко, Ф.І. Ковальова, Б.В. Беляєва, Б.Н. Кабанова, Г.В. Болкунова, С.І. Гальперіна, Б.А. Кособрокова, Т.з. Калайди, М.Г. Абахаева і багатьох інших.

Враховуючи важливість напівпровідникової перетворювальної техніки і хімічних джерел струму для подальшого вдосконалення льотно-транспортної техніки і СЕП, які забезпечують їх електроенергією, а також для розвитку народного господарства, актуальними є задачі розвитку високоавтоматизованих електродвигунів, акумуляторних батарей, безконтактної низьковольтної і високовольтної апаратури, силових напівпровідникових приладів і модулів. А також створення нових і удосконалення вже існуючих СЕП з високоефективними УГЖ. Адже такі споживачі електричної енергії дуже вимогливі як до її якості, так і до її безперебійності постачання електричної енергії. Тому, далі в цій роботі знайшли своє відображення всі вище перераховані аспекти розгляданої проблема.

1. ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ЕЛЕКТРИЧНІ СИСТЕМИ ТА МЕРЕЖІ

По техніко-економічних міркуваннях всі електростанції, розташовані в одному або в декількох сусідніх економічних районах, зв'язуються за допомогою електричних ліній різних напруг і підстанцій для паралельної роботи на загальне навантаження.

Сукупність електростанцій, ліній електропередачі, підстанцій і теплових мереж, зв'язаних в одне ціле спільністю режиму і безперервністю процесу виробництва і розподілу електричної і теплової енергії, називається енергетичною системою (енергосистемою)[1].

Частина енергетичної системи, що складається з генераторів, розподільних пристроїв, підстанцій, ліній електропередачі різних напруг і електроприймачів, називається електричною системою. У електричну систему не входять первинні двигуни і теплові мережі з їх живленням.

Окремі електричні системи з'єднуються між собою лініями передачі високої напруги, внаслідок чого утворюється єдина високовольтна мережа крупного району країни - частина єдиної електроенергетичної системи (ЕЕС) всієї країни.

Передача великих кількостей електричної енергії на значні відстані можлива і економічно доцільна тільки по лініях передачі високої напруги. З цією метою електрична енергія, що виробляється генераторами, перетвориться в енергію високої напруги за допомогою трансформаторів, що встановлюються безпосередньо на електростанціях.

Підстанції, на яких проводиться ця трансформація, називаються трансформаторними підстанціями, що підвищують.

Приймальні ж підстанції, що перетворюють електричну енергію з напруги, при якій вона передавалася по лініях передачі, до напруги приєднаної до підстанції розподільної мережі, називаються знижуючими трансформаторними підстанціями.

Підстанції, призначені для прийому і розподілу електроенергії на одній напрузі, без перетворення і трансформації її, називаються розподільними пунктами (РП).

Розподільні пристрої генераторної напруги електростанцій і знижуючих підстанцій з регулюванням вторинної напруги під навантаженням, до яких приєднані розподільні мережі даного району, називаються центрами живлення (ЦЖ).

1.1 Призначення, види та класифікація електричних мереж

Електрична лінія (лінія електропередачі, ЛЕП|) – електроустановка, що є сукупністю токоведущих елементів, їх ізоляції і що несуть конструкцій, призначена для передачі електричної енергії.

Електрична підстанція – електроустановка, призначена для перетворення і розподілу електричної енергії.

Електричний розподільний пристрій – електроустановка, призначена для прийому і розподілу електричної енергії на одній напрузі і що містить комутаційні апарати, допоміжні пристрої і елементи, що їх сполучають.

Електрична мережа – сукупність підстанцій, розподільних пристроїв і електричних ліній, що їх сполучають, призначених для передачі електричної енергії від джерел до споживачів.

Рисунок 1.1 - Види електричних мереж

Класифікація електричних мереж:

По розміщенню: зовнішні і внутрішні.

За призначенням:

-  що живлять мережі (лінії) – для передачі електричної енергії від джерел до розподільних пунктів великих груп споживачів;

-  розподільні електричні мережі – для розподілу електричної енергії по споживачах;

-  місцеві електричні мережі з напругою до 35 кВ завдовжки 15-30 км і більш;

-  районні електричні мережі з напругою 110 кВ і вище. До них відносяться одиночні протяжні ЛЕП напругою 35 кВ;

-  ЛЕП міжсистемні з напругою 220 кВ – 750 кВ і вище, призначенні для зв'язку окремих електричних систем.

По роду струму:

-   електричні мережі постійного струму;

-   електричні мережі змінного струму.

По числу дротів:

-  двухдротяні;

-  трьох дротяні;

-  четирйохдротяні;

-  п'ятидротяні.

По структурі схем з'єднання (рис. 1.2):

-  магістральні розімкнені мережі, що складаються з одиночних ліній, кожна з яких живить декілька навантажень;

-  магістральні з відгалуженням;

-  радіальні розімкнені мережі, що складаються з ліній, кожна з яких живить окреме навантаження або окрему групу близько розташованих споживачів;

Рисунок 1.2 - Класифікація електричних мереж по структурі схем з'єднання

Крім того, бувають електричні мережі магістральні замкнуті, радіальні замкнуті, складно замкнуті.

За способом заземлення нейтралі:

-  з ізольованою нейтраллю;

-  з компенсованою нейтраллю;

-  з глухозаземленою;

-  з нейтраллю заземленої через реактор.

По напрузі:

-  електричні мереж з напругою до 1000В;

-  електричні мережі з напругою вище 1000В;

-  електричні мережі надвисокої напруги (вище за 220кВ).

1.2 Вимоги до електричних мереж і види їх розрахунків

Електричні мережі повинні забезпечувати:

-  Надійність та живучість електропостачання;

-  Високу якість електроенергії;

-  Зручність та безпеку в експлуатації;

-  Економічність;

-  Можливість подальшого розвитку мережі без її докорінного переобладнання.

Вимоги надійності електропостачання забезпечуються вибором схеми мережі надійністю окремих елементів мережі та її виконання в цілому.

Забезпечення високої якості електроенергії полягає в підтриманні у споживачів частоти і напруги в заданих границях. Для електричної мережі ця вимога зводиться до забезпечення споживачів електроенергією при заданій якості напруги за рівнем і формою кривої.

Зручність і безпека при експлуатації забезпечується додержанням всіх норм проектування електричних мереж зазначених в „Правилах обладнання електроустановок” , будівельних нормах та інших провідних документах.

Економічність еклектичної мережі забезпечується тим що в процесі проектування робиться глибокий техніко-економічний аналіз всі рішень, що приймаються. Його мета – забезпечити мінімум втрат при умові виконання вимог з надійності та якості електроенергії, інших вимог, що стоять перед електричними мережами. Особливу увагу звертають на вибір номінальних напруг схемних рішень і на застосування найновіших досягнень в розвитку науки і техніки, нових засобів експлуатації, а також найповніше використання досягнень в області автоматизації.

Вимога забезпечення подальшого розвитку електричних мереж без докорінного переобладнання досягається проектуванням мереж з врахуванням їх розвитку та перспективного навантаження.

Всі перелічені вимоги до електричних мереж щодо економічності. Будь-яке посилення, наприклад, надійності або якості електроенергії вимагає збільшення витрат. Тому вимоги до тієї чи іншої мережі висуваються різні в залежності від характеру і категорії споживачів, що одержують електроенергію від даної мережі.

Для забезпечення викладених вимог до електричних мереж при їх проектуванні мають бути виконані такі види техніко-економічних розрахунків.

1.  Економічні розрахунки. Завданням розрахунків є вибір номінальної напруги мережі та перерізу провідникового матеріалу, способів і засобів регулювання напруги, вибір кількості джерел нормального і резервного живлення, визначення схеми електропостачання, втрат електроенергії та способів їх зменшення при умові оптимального співвідношення первісних втрат та обладнання мережі та мережних споруджень експлуатаційних втрат.

2.  Розрахунок з умов забезпечення допустимих втрат і відхилень напруги. Задачею розрахунку є забезпечення споживачів електроенергією потрібної якості за напругою при мінімальних розрахункових витратах. В процесі розрахунків визначення втрати та відхилення напруги в даній мережі або, навпаки, визначаються перерізи проводів засобів регулювання напруги та інші параметри проектованої мережі при яких втрати та відхилення напруги мереж не будуть перевищувати допустимих значень.

3.  Додаткові розрахунку. Завданням додаткових розрахунків є перевірка вибраних перерізів проводів і кабелів на тепловий вплив струмів короткого замикання ; перевірка стійкості паралельної роботи електростанцій зв’язаних між собою лініями електричних мереж ;перевірка мереж і систем на можливість виникнення в них перенапружень.

При передачі електричної енергії по проводам на відстань електромагнітне поле розподілене по всій довжині лінії. Процес перетворення електроенергії в тепло також відбувається протягом всієї лінії.

1.3 Схеми заміщення і параметри ліній місцевих електричних мереж

До місцевих мереж відносяться мережі порівняно невеликого радіусу дії (15 - 30 км), напругою до 35 кВ включно.

Явища, що відбуваються в електричних мережах мережах (ЕМ) при передачі електричної енергії (ЕЕ), багато в чому пояснюють їх схеми заміщення. Основні електричні параметри ЛЕП: активний і індуктивний опір, активна і реактивна провідність, рівномірно розподілені по всій довжині лінії. Проте точне врахування таких опорів і провідності необхідний лише при розрахунку дуже довгих ліній.

При розрахунках місцевих мереж йдуть на наступні спрощення:

а) параметри ЛЕП вважають такими, які знаходяться в окремих крапках;

б) провідністю лінії нехтують взагалі, оскільки при обмежених довжинах місцевих мереж і порівняно невисоких напругах її вплив на результати розрахунків малий;

в) опорів і провідності трансформаторів не враховують, оскільки вважають, що втрати напруги вже відбиті величинами допустимих значень втрат напруги в мережі, що задаються;

г) в деяких випадках, наприклад при розрахунках кабельних мереж з малим перетином кабелів, нехтують їх індуктивним опором, оскільки він малий в порівнянні з активним опором;

д) розрахунок ведеться для однієї фази, вважаючи напруги і струми фаз симетричними.

Розрахунок місцевих електричних мереж проводять по послідовній схемі заміщення (рис. 1.3).

Як відомо з курсу електротехніки, розрізняють:

а) опір провідника постійному струму (омічний);

б) опір провідника змінному струму (активний).

По своїй величині другий опір більше першого унаслідок поверхневого ефекту, що полягає в перерозподілі струму по перетину провідника з центральної його частини до поверхні. В результаті струм в центральній частині дроту менше, ніж на поверхні, перетин дроту використовується не повністю, і опір дроту зростає в порівнянні з омічним.

Рисунок 1.3 - Послідовна схема заміщення електричної мережі

Поверхневий ефект особливо різко виявляється при струмах високої частоти, а також в сталевих дротах, у яких магнітний потік усередині дроту значно більше завдяки високій магнітній проникності стали.

Для ліній, виконаних дротами з кольорового металу, явище поверхневого ефекту при промислових частотах незначне; тому в практичних розрахунках активні опори для цих дротів звичайно приймають рівними їх омічним опорам.

Х_Л| і R_Л визначають через питомі параметри на кілометр довжини ЛЕП|.

R_Л = R₀ · ℓ, (1.1)

Х_Л = Х₀ · ℓ,(1.2)

де ℓ - довжина ЛЕП| в км;

, Ом/км, ρ - питомий опір матеріалу;

γ - питома провідність матеріалу;

F – перетин дроту|проводу|.

Показники питомої провідності та питомого опору для дроту з кольорових металів приведені у табл. 1.1.

Таблиця 1.1 - Показники питомої провідності та питомого опору дроту

Проходження змінного струму по лінії викликає створення навколо провідників змінного магнітного поля, яке наводить в провіднику електрорушійну силу зворотного напряму - ЕРС самоіндукції.

Опір струму, обумовлений протидією ЕРС самоіндукції, називається реактивним індуктивним опором.

Величина індуктивного опору одного дроту (фази) повітряної лінії на 1 км виражається наступною формулою:

, (1.3)

де ω – кругова частота змінного струму;

 – середня відстань між осями дротів;

d – діаметр дроту; μ – відносна магнітна проникність матеріалу дроту (для ліній з дротами з кольорового металу μ = 1).

1.4 Схеми заміщення і параметри трансформаторів

Для місцевих мереж звичайно враховують тільки активний і індуктивний опори трансформаторів (рис. 1.4).

Рисунок 1.4 - Послідовна схема заміщення трансформатора

Активний опір обмоток двообмоточного трансформатора визначають по відомих втратах потужності в міді (у обмотках) трансформатора ΔР_М кВт при його номінальному навантаженні:

,

. (1.4)

У практичних розрахунках втрати потужності в міді (у обмотках) трансформатора при його номінальному навантаженні приймають рівними втратам короткого замикання при номінальному струмі трансформатора, тобто ΔР_М ≈ ΔР_К.

Знаючи напругу, короткого замикання u_К% трансформатора (з довідкової літератури), яка чисельно рівна падінню напруги в його обмотках при номінальному навантаженні, виражена у відсотках від його номінальної напруги, тобто

, (1.5)

можна визначити повний опір обмоток трансформатора

, (1.6)

а потім і індуктивний опір обмоток трансформатора

. (1.7)

Для крупних трансформаторів, що мають дуже невеликий активний опір, звичайно визначають індуктивний опір з наступної наближеної умови:

. (1.8)

При користуванні формулами слід, враховувати, що опори обмоток трансформатора можуть бути визначені при номінальній напрузі як його первинної, так і вторинної обмотки. У практичних розрахунках зручніше визначати R_Т і X_Т при номінальній напрузі тієї обмотки, для мережі якої ведуть розрахунок.

2. РОЗРОБКА СХЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ПІДПРИЄМСТВА

Схема електропостачання показує зв'язок між джерелом живлення (ДЖ) та споживачами електроенергії підприємства.

Питання живлення електроенергією промислових підприємств вирішуються проектними організаціями разом з енергосистемою залежно від необхідної споживаної електроенергії, особливостей технології підприємства, перспектив розвитку електропостачання даного району та інших факторів.

Крім того, схема живлення підприємства також залежить від відстані до ДЖ, загальної схеми електропостачання даного району, величини необхідної потужності з урахуванням її зростання, територіального розміщення навантажень, необхідного ступеня надійності електропостачання, наявності на підприємстві власного ДЖ – заводської теплоелектроцентралі (ТЕЦ).

2.1 Загальні відомості про джерела живлення в системах промислового електропостачання

До основних ДЖ підприємств належать енергосистема та заводські електростанції. Крім того, на підприємствах застосовують установки гарантованого живлення (УГЖ), ДЖ вторинних допоміжних кіл.

Техніко-економічні показники енергосистем кращі, ніж у заводських електростанцій, які будують, якщо це технічно доцільно та економічно рентабельно, для сумісного виробництва теплової та електричної енергії у таких випадках: наявності відходів виробництва, придатних як паливо; при великому тепло-споживанні; особливих вимогах до електропостачання.

УГЖ використовують за наявністю електроприймачів (ЕП) особливої групи надійності як третє незалежне ДЖ. При невеликій потужності ЕП особливої групи застосовують УГЖ потужністю від 16 до 250 кВА.

ДЖ вторинних допоміжних кіл живлять апарати захисту, сигналізації й управління комутаційних апаратів (вимикачів та інших апаратів з дистанційним управлінням).

електричний мережа дріт трансформатор

2.2 Основні принципи побудови схем електропостачання промислових підприємств

Перший принцип – максимальне наближення ДЖ високої напруги до електроустановки (ЕУ) споживачів, що приводить до мінімуму кількості мережних ланок і кількості проміжних трансформацій та комутацій.

Другий принцип – резервування живлення для різних категорій надійності має бути передбачене в схемі електропостачання (відмова від "холодного" резерву). Для цього всі елементи (лінії, трансформатори) повинні нести постійне навантаження в нормальному режимі, а в післяаварійному режимі при вимиканні пошкоджених елементів приймати на себе живлення залишених у роботі споживачів з урахуванням допустимих правилами для цих елементів перевантажень.

Третій принцип – наскрізне секціонування усіх ланок СЕП (шини ГПП, ПГВ, РП, вторинної напруги цехових ТП) з установленням на секційних апаратах пристроїв АВР.

Четвертий принцип – вибір режиму роботи елементів СЕП. Основним є роздільна робота елементів (ліній, трансформаторів), що призводить до зниження струмів короткого замикання (КЗ), застосування більш „легкої” та дешевої комутаційної апаратури, спрощеного релейного захисту.

2.3 Електропостачання промислового підприємства від енергосистеми без власної електростанції

Залежно від напруги ДЖ електропостачання здійснюється за двома варіантами схем [2-5]:

1) схеми напругою 6 - 10 кВ;

2) схеми напругою 35 - 220 кВ.

Перші застосовуються при живленні промислових підприємств невеликої потужності з одним ЦРП чи РП і розташованих на відстані від енергосистеми не більше ніж 5 - 10 км. Існують різні схеми, які дозволяють живлення ЕП 1, 2 та 3-ї категорій надійності.

Другі застосовуються при живленні підприємств середньої та значної потужності з ЕП різних категорій надійності та розташованих на великій відстані від енергосистеми. Як ПП найчастіше бувають ГПП чи ПТВ. Існують схеми з одним, двома та більше ПП.

Залежно від місця в мережі енергосистеми та схеми приєднання до мережі розрізняють ПС:

-  вузлові – приєднані трьома та більше лініями;

-  прохідні – приєднані шляхом заходу та виходу лінії з двостороннім живленням або лінії з подальшим приєднанням інших ПС;

-  відгалужувальні – приєднуються до однієї або до двох ліній у "відпайку";

-  тупикові – живляться однією або двома радіальними лініями від ДЖ.

Відповідно до нових норм технологічного проектування ПС змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ [11] у схемах розподільних пристроїв 35 кВ і більше на ГПП віддільники та короткозамикачі замість вимикачів не застосовуються, бо їх використання вимагає утворення штучного КЗ для забезпечення умов вимкнення вимикача на початку лінії, що призводить до таких обставин: збільшується зона аварії, бо при пошкодженні на живильному відгалуженні до трансформатора чи на самому трансформаторі короткочасно відключаються всі інші трансформатори, приєднані до даної магістралі, що недопустимо для виробництв з безперервним технологічним процесом; підвищується потужність однофазних КЗ (особливо в разі наявності СД, які створюють підживлення КЗ); значно ускладнюються схеми релейного захисту та автоматики.

У наш час застосовують блочні схеми з вимикачами в колах ВН трансформаторів у разі недоцільності (за умовами надійності) або неможливості (за умовами відсутності електрооюлажнання необхідного виконання) застосування більш простих схем.

У разі відсутності транзиту потужності застосовують перемички з двома роз'єднувачами, що дозволяє використовувати одну лінії та два трансформатори або дві лінії та один трансформатор в умовах ремонту відповідно лінії та трансформатора (наприклад, як на рис. 2.1, а).

Доцільність використання блочних схем без перемичок з боку ВН (наприклад, як на рис. 2.1, б) найчастіше визначається їх простотою та надійністю (менша кількість ЕА), дефіцитом території навколишньої забудови, бо наявність перемички при напрузі 110 кВ збільшує довжину ПС практично на 10 м.

На промислових підприємствах невеликої (до 5 МВт) та середньої потужності (від 5 до 75 МВт), до яких належать машинобудівні заводи, для ГПП переважним є застосування двообмоткових трансформаторів з напругами 35/6(10) кВ потужністю від 0,63 до 16 МВА та 110/6(10) кВ потужністю від 4 до 40 МВА, причому трансформатори потужністю 25, 32, 40 та 63 МВА випускаються з розщепленою вторинною обмоткою однакової напруги 6 або 10 кВ. Іноді розщеплені обмотки мають різні напруги 6 і 10 кВ, що сприяє економічному вирішенню питань електропостачання, якщо на підприємстві є ЕП на 6 і 10 кВ.

На підприємствах електротехнічної промисловості України освоєно випуск комплектних трансформаторних підстанцій блочних розподільних (КТПБР) з вищою напругою 35 та 110 кВ.

2.4 Схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 6 та 10 кВ

Внутрішньозаводський розподіл електричної енергії при напрузі 6 або 10 кВ може бути виконаний за радіальною, магістральною або змішаною схемами. Кожна з цих схем відрізняється за ступенем надійності та техніко-економічними показниками залежно від конкретних вимог проектованого об'єкта [2-5].

У сучасній практиці проектування та експлуатації промислових підприємств здійснюється ступеневий принцип побудови схем. Під ступенем електропостачання розуміють вузли схеми електропостачання, між якими електроенергія, одержувана від ДЖ, передається визначеній кількості споживачів.

Схеми бувають одноступеневі та багатоступеневі. У багатоступеневих схемах застосовуються РП однієї напруги, від яких живляться окремі потужні ЕП або група ЕП. Це дозволяє зменшити кількість вимикачів у розподільному пристрої 6-10 кВ ГПП від великої кількості відгалужувальних ліній малої потужності. При виборі схем слід прагнути до зниження кількості ступенів (більше двох ступенів, як правило, не рекомендується), бо це спрощує комутацію, захист та автоматику, знижує втрати електроенергії.

Радіальні схеми розподільних мереж напругою 6 - 10 кВ. Радіальні схеми – це такі схеми, в яких електроенергія від ДЖ (ГПП, ПГВ, ЦРП, РП) передається до цехових ТП або до окремих ЕП напругою понад 1 кВ окремою лінією без відгалуження для живлення Інших споживачів.

Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях, розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш поширеними є одно- та двоступеневі схеми.

Одноступеневі радіальні схеми (рис. 2.2) краще застосовувати на невеликих підприємствах і на великих підприємствах для живлення потужних зосереджених навантажень (компресорні та насосні станції, підстанції електричних печей та ін.).

Перевагою радіальних схем є висока надійність електропостачання. Так, вихід із ладу однієї лінії (точка КЗ К1 на рисунку 2.2) не впливає на роботу споживачів, що живляться від інших ліній.

Основним недоліком радіального живлення одиотрансформаторних ПС є втрата живлення всіма ЕП у разі відсутності резервування, наприклад, при КЗ в живильній лінії ТП1 (точка К2) чи в самому трансформаторі ТП1 (точка КЗ). Тому радіальне живлення цехових однотрансформаторних ПС залежно від конкретних вимог (категорії всіх ЕП, необхідного відсотка резервування, розташування ПС, схем та виконання цехових мереж та ін.) потребує резервування, яке здійснюється за такими схемами [4]:

-  з резервною перемичкою на боці ВН між сусідніми ТП;

-  з резервною магістраллю ВН;

-  з резервним радіусом ВН;

-  з резервною кабельною перемичкою на боці НН між сусідніми ТП;

-  з резервною шинною перемичкою між кінцями двох магістралей НН одного цеху в разі застосування схеми БТМ.

Живлення ТП, що взаємно резервуються, слід здійснювати від різних секцій ГПП, ПТВ, ЦРП, РП.

Радіальне живлення цехових двотрансформаторних ПС необхідно здійснювати від різних секцій РП, як правило, окремими лініями для кожного трансформатора (див. ТП2 на рис. 2.2). Кожна лінія і трансформатор мають бути розраховані на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-ї категорій даної ПС у післяаварійному режимі (наприклад, при КЗ у точках К4 і К5).

Двоступеневі радіальні схеми застосовують на великих і середніх підприємствах з цехами (групами цехів), які розташовані на великій території. Живлення розташованих поруч одно та двотрансформаторних ПС без шин ВН та ЕП з напругою понад 1 кВ здійснюється від проміжних РП (РП1 – РПЗ), що живляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня (рис. 2.3). При цьому всі комутаційні та захисні апарати розміщуються на РП (див. рис. 2.2). На цехових ТП передбачається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній другого ступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує габарити ТП, що має велике значення при застосуванні внутрішньоцехових ТП.

Питання про спорудження РП розглядають при кількості радіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність секцій РП повинна забезпечувати повне використання пропускної здатності головних вимикачів І ліній, які живлять ці секції.

При використанні радіальних схем здійснюється глибоке секціонування всієї СЕП – від основних ДЖ (ГПП) і до шин напругою до 1 кВ, а іноді навіть цеховими СРШ. За допомогою секційних апаратів може здійснюватися АВР для живлення в післяаварійному режимі роботи СЕП.

Магістральні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ. У магістральних схемах цехові ТП приєднують до магістралі, що забезпечує найкоротший шлях передачі електроенергії від ДЖ, завдяки чому зменшуються втрати електроенергії, а також зменшується кількість ланок розподілу та комутації електроенергії. Це є основною і суттєвою перевагою таких схем.

Конструктивно магістральні схеми виконуються кабелями, струмопроводами, повітряними ЛЕП.

Магістральні схеми при кабельній прокладці застосовують:

-  у разі прямолінійного розміщення цехових ТП на території підприємства;

-  у разі необхідності (з вимог надійності електропостачання) резервування живлення цехових ТП від іншого ДЖ при аварії основного;

-  для групи технологічно пов'язаних агрегатів, якщо магістральні схеми мають техніко-економічні переваги порівняно з іншими схемами.

При струмах понад 1,5 – 2 кА застосовують магістральні струмопроводи.

Повітряні ЛЕП застосовуються рідко. їх використовують для специфічних підприємств (кар'єри, торфорозробки та ін.).

Магістральні схеми можна поділити на одиночні (одинарні) магістралі, з двома та більше паралельними магістралями, з одним чи з двома ДЖ [2-5].

Одиночні магістралі без резервування (рис. 2.4) застосовуються для живлення ЕП 3-ї категорії лише в нормальному режимі. У разі аварії на кожній ділянці магістралі (точки КЗ К1, К2 чи К3) під дією РЗ вимикається вимикач Q1 і усі ТП припиняють електропостачання споживачів на час пошуку та полагодження пошкодженої ланки магістралі.

Кількість трансформаторів, що приєднуються до однієї магістралі, може бути орієнтовно прийнята в межах двох при номінальній потужності 2500 – 1600 кВА, двох-трьох – при номінальній потужності 1000 кВА і чотирьох-п'яти – при номінальній потужності 630 – 250 кВА.

Основні схеми приєднання однотрансформаторних ПС в магістральних схемах наведені на рис. 2.5.

Варіант "б" найбільш поширений, бо в ньому застосовують КТП, що сприяє максимальному спрощенню порівняно зі схемою "а" при збереженні високої надійності та зручностей експлуатації. На вводі до трансформатора встановлюють вимикач навантаження QW у комплекті з високовольтними запобіжниками F, що необхідно для селективного вимикання трансформатора при його пошкодженні.

При варіанті "в" дуже спрощується конструкція ТП, хоча відсутність апаратів ВН ускладнює умови експлуатації. Крім того, схема за варіантом "в" може застосовуватися в тих випадках, коли установлення апаратів ВН ускладнюється специфічними умовами.

Для підвищення надійності електропостачання одиночних магістралей (можливості часткового живлення споживачів 2-ї категорії, які допускають перерву живлення на час пошуку і від'єднання пошкодженої ланки магістралі та приєднання споживачів до резервного ДЖ у післяаварійних режимах) застосовують такі схеми:

-  одиночні магістралі з загальною резервною магістраллю ВН;

-  одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку ГІН;

-  одиночні наскрізні ("зустрічні") магістралі з двостороннім живленням;

-  кільцеві магістралі.

Одиночні магістралі із загальною резервною магістраллю ВН застосовують для живлення ЕП 3-ї та частково 2-ї категорій, які допускають перерву живлення на час пошуку і від'єднання пошкодженої ланки магістралі та приєднання споживачів до резервної магістралі, у разі необхідності живлення від незалежного ДЖ в післяаварійних режимах [4].

Одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку НН застосовують для близько розташованих ПС, що живляться від різних магістралей, які приєднані до різних секцій ДЖ.

Одиночні наскрізні ("зустрічні") магістралі з двостороннім живленням застосовують, якщо група ПС розташована між двома живильними пунктами.

Кільцеві магістралі допускається застосовувати для живлення ЕП 3-ї та частково 2-ї категорій при відповідному розміщенні груп ПС, які вони живлять [4]. Не рекомендується приєднувати більше 4 – 6 ПС до одного кільця при потужності одного трансформатора до 630 кВА. У нормальному режимі експлуатації кільцева магістраль розімкнута вимикачем на дві частини, кожна з яких є одиночною магістраллю і приєднується до різних секцій збірних шин ГПП, ПTВ, ЦРП, РП. На промислових підприємствах кільцеві магістралі застосовують порівняно рідко.

Магістральні схеми з двома та більшою кількістю паралельних магістралей можуть бути застосовані для живлення споживачів будь-якої категорії надійності. Кількість паралельних магістралей більш двох зустрічається рідко.

Подвійні магістральні схеми слід застосовувати в разі наявності двотрансформаторних ПС без збірних шин первинної напруги 6-10 кВ (рис. 2.6, а) та в разі наявності збірних шин первинної напруги 6-10 кВ (рис. 2.6, б).

Кожна магістраль у цій схемі розрахована на покриття навантаження ЕП 1 та 2-ї категорій надійності всіх ПС [4].

При подвійних магістралях можливі три варіанти схеми приєднання цехових двотрансформаторних ПС до магістралі:

а)з апаратами ВН для захисту трансформаторів і роз'єднувачами на вводах;

б)із захисними апаратами ВН, але без роз'єднувачів на вводах;

в)без апаратів ВН на вводах.

Ці схеми приєднання такі самі, як для однотрансформаторних ПС (рис. 6.5), з такими самими перевагами та недоліками.

Схеми подвійних наскрізних ("зустрічних") магістралей з двостороннім живленням застосовуються в разі наявності двох незалежних ДЖ.

При магістральному живленні установлення комутаційного апарата на кожній з ПС (роз'єднувача, вимикача, вимикача навантаження із запобіжником) практично обов'язкове.

Магістральним схемам слід віддати перевагу як більш економічним.

Змішані схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ. У практиці проектування та експлуатації дуже рідко зустрічаються схеми внутрішньозаводського електропостачання, які виконані тільки за радіальним чи тільки за магістральним принципом.

Залежно від розташування цехових ТП і ЕП напругою понад 1 кВ та вимог надійності їх електропостачання розподільні мережі напругою 6-10 кВ виконують здебільшого за змішаною схемою, яка складається з радіальних і магістральних схем. Частина цехових ТП та високовольтних ЕП одержує живлення за радіальною схемою, а інша, частина – за магістральною. Таке поєднання дозволяє більш повно використовувати переваги обох схем.

Кінцеве рішення за вибором загальної схеми внутрішньозаводського електропостачання приймається на основі ТЕП різних варіантів схем розподільних мереж напругою 6-10 кВ, але в курсовій роботі воно не виконується.

2.5 Склад системи внутрішнього електропостачання льотно-повітряної служби

Система внутрішнього електропостачання складається з слідуючих основних складальних частин:

–  системи щитів, які служать для прийому електроенергії від зовнішньої трансформаторної підстанції, вбудованої дизель електростанції і установки гарантованого живлення (УГЖ), розподілення її по споживачам і керування електроприводами;

–  вбудованої ДЕС, які служить резервним джерелом живлення споживачів споруди при зникненні напруги зовнішньої мережі;

–  установки гарантованого живлення УГЖ, яка служить джерелом безперервного живлення споживачів категорії А1 змінним трифазним струмом, напругою 380 В, частотою 50 Гц, як при присутності зовнішньої мережі, так і при її зникненні;

–  блоків випрямлячів ВБ1 – ВБ – 6, ВБ – 60/5;

–  засобів електроосвітлення споруди;

–  захисного заземлення;

–  кабельної мережі.

Узагальнена схема електропостачання представлена на рис. 2.7.

Список скорочень:

РО – резервний опір;

АБ – акумуляторна батарея;

ЩПС – щит постійного струму;

ЩГЖ – щит гарантованого живлення;

ШРМ – щит резервної мережі;

ВУ – пристрій випрямлячу;

ШН – шафа навантаження;

АВС, АВГ, АВСН – автоматичні вимикачі;

ПЖ – перемикач живлення;

УГЖ – установка гарантованого живлення;

Ст. – станція.

3. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ХАРАКТЕРИСТИК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ АВІАЦІЙНОГО ЗАВОДУ

3.1 Визначення розрахункового силового навантаження об’єктів системи електропостачання авіаційного заводу

Вихідні дані до розрахунку системи електропостачання авіаційного заводу приведені у додатку А.

З формули (3.1) виведено розрахункове силове активне навантаження для окремого об’єкта авіаційного заводу при напрузі 0,38/0,22 кВ:

, (3.1)

де  – коефіцієнт попиту і-го об’єкта;

 – установлена активна потужність і-го об’єкта.

Розрахункове силове реактивне навантаження і-го об’єкта визначено за формулою:

, квар, (3.2)

де tgφ – відповідає значенню коефіцієнта потужності cosφ і-го об’єкта.

Розрахункове силове повне навантаження і-го об’єкта визначено як:

, кВА, (3.3)

За формулами (3.1), (3.2) і (3.3) визначено розрахункове силове активне, реактивне та повне навантаження кожного об’єкта авіаційного заводу.

, кВт;

, квар;

, кВА

Результати розрахунків для об’єктів авіаційного заводу наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Визначення розрахункового силового навантаження об’єктів авіаційного заводу

Визначення розрахункового навантаження загального електричного освітлення об’єктів авіаційного заводу.

Методом коефіцієнта попиту визначається розрахункове навантаження загального електричного освітлення об’єкта [11]. Для цього спочатку визначено установлене (номінальне) активне навантаження і-го об’єкта Р_р.о.і , якщо воно не визначено розрахунком, який у курсовій роботі не проводиться. На етапі визначення загального навантаження об’єкта його розраховано за формулою:

, (3.4)

де k – коефіцієнт, що враховує потужність пускових приладів залежно від джерела світла (для ламп розжарювання приймається k = 1,0; для ламп типу ДРЛ k = 1,1; для ЛЛ низького тиску стартерних k = 1,2, безстартерних - k=1,35);

р_п.о.і. – питоме навантаження загального освітлення і-го об’єкта, Вт/м;

F_і. – площа і-го об’єкта, що підлягає освітленню, м².

Розрахункове активне навантаження загального освітлення і-го об’єкта визначено як:

, кВт (3.5)

де k _п.о – коефіцієнт попиту загального освітлення.

Для невеликих виробничих будівель (об’єктів авіаційного заводу) приймається коефіцієнт попиту загального освітлення k _п.о = 1; для виробничих будівель, що складаються з окремих великих прольотів, – k _п.о = 0,95; для виробничих будівель, що складаються з багатьох окремих приміщень, – k _п.о = 0,85.

Розрахункове реактивне навантаження загального освітлення і-го об’єкта визначено за формулою:

, квар, (3.6)

де  – відповідає значенню коефіцієнта потужності  і-го об’єкта залежно від типу джерела світла.

Розрахункове повне навантаження загального освітлення і-го об’єкта визначено за формулою:

,кВА (3.7)

За формулою (3.4) розраховується установлене (номінальне) активне навантаження загального освітлення, за формулами (3.5) – (3.7) – розрахункові активне, реактивне та повне навантаження загального освітлення кожного об’єкта підприємства.

 кВт;

 кВт;

, квар;

, кВА

Результати розрахунків для об’єктів авіаційного заводу наведені в табл. 3.2.

Визначення розрахункового навантаження компресорної станції для льотно-повітряної служби

Якщо у вихідних даних задана кількість ЕД 4, 6 та більше, то кількість робочих ЕД обчислюють за формулою:

, (3.8)

де N – задана кількість ЕД, шт.;

2 – кількість резервних ЕД.

.

Таблиця 3.2 – Визначення розрахункового навантаження загального електричного освітлення об’єктів авіаційного заводу

Таким чином, для компресорної станції слід визначити загальне розрахункове навантаження з СД силовим навантаженням та навантаженням загального електричного освітлення.

Розрахункова активна потужність СД напругою 10 кВ визначено за формулою (3.9).

, (3.9)

де  – кількість робочих СД, що працюють одночасно, шт.;

 – коефіцієнт завантаження СД активною потужністю, в.о;

– номінальна активна потужність СД, кВт.

Коефіцієнт завантаження СД активною потужністю приймається = 0,8.

Мінімальна реактивна потужність, що генерується СД, визначається як:

,

– номінальна реактивна потужність СД, яка приймається залежно від серії, номінальної активної потужності та частоти обертання з паспортних даних та довідкових таблиць, квар;

tgφ_ном.СД – відповідає значенню номінального коефіцієнта потужності СД cos_ном.СД, який є випереджальним і приймається для всіх типів СД cos_ном.СД = 0,9.

При такому значенні мінімальної реактивної потужності ЕД зберігає властивості СД і стабільно працює. У даному випадку ця потужність і є розрахунковою реактивною потужністю СД, яку можна визначити так:

. (3.10)

Оскільки СД генерує реактивну потужність, то вона береться зі знаком "мінус".

Загальне розрахункове активне навантаження компресорної станції з СД визначається з урахуванням розрахункового силового навантаження Р_р.с та розрахункового навантаження загального електричного освітлення Р_р.о:

, (3.11)

Загальне розрахункове реактивне навантаження компресорної станції з СД визначається так:

. (3.12)

Загальне розрахункове повне навантаження компресорної станції з СД:

. (3.13)

, кВт;

, квар;

, кВт;

, квар;

, кВА.

Визначення розрахункового навантаження підприємства

Загальне розрахункове активне навантаження і-го об’єкта визначено за формулою:

Р_р.о = Р_р.с + Р_р.о, (3.14)

Загальне розрахункове реактивне навантаження і-го об’єкта:

Q _р.о =Q _р.с +Q_р.о, (3.15)

Таким чином, загальне розрахункове повне навантаження і-го об’єкта:

. (3.16)

, кВт;

, квар;

, кВА.

Результати розрахунків для об’єктів авіаційного заводу наведені в таблиці 3.3.

Загальне розрахункове активне та реактивне навантаження кількох груп або об’єктів авіаційного заводу визначено з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження К₀ цих груп або об’єктів авіаційного заводу:

, кВт, (3.18)

, квар, (3.19)

де m – кількість розрахункових груп (об’єктів авіаційного заводу підприємства), шт.

Коефіцієнт одночасності збігання максимумів навантаження К₀ = 0,9.

Розрахункову повну потужність можна визначено так:

, кВА (3.20)

Таблиця 3.3 – Визначення розрахункового навантаження авіаційного заводу

3.2 Визначення центра електричних навантажень та місця розташування головної понижувальної підстанції

Площа кола в прийнятому масштабі t дорівнює повному розрахунковому навантаженню об’єкта:

S_р.п. = π·r_ц²·m, кВА, (3.21)

де S_р.п – розрахункове повне навантаження і-го об’єкта, кВА;

r_ц – радіус кола і-го об’єкта, см або мм;

m – масштаб, кВА/см² або кВА/мм².

Приймаємо .

З цього виразу визначається радіус кола:

,см (3.22)

 см.

Розрахунки для об’єктів авіаційного заводу підприємства наведені в таблиці 3.4.

Координати ЦЕН визначені в умовній системі координат, яка нанесена на план підприємства довільним чином з умовними одиницями виміру.

Координати ЦЕН підприємства обчислені за формулами:

од, (3.23)

од.(3.24)

де  – координати ЦЕН і-го об’єкта;

 – кількість об’єктів авіаційного заводу.

Таблиця 3.4 – Координати та радіуси кіл картограм окремих об’єктів авіаційного заводу

	У,см

Рисунок 3.1 – Генплан об’єктів з нанесенням картограми навантажень і визначенням центра електричних навантажень

3.3 Вибір кількості та потужності трансформаторів головної понижувальної підстанції

Вибрати номінальну потужність трансформаторів ГПП залежно від вихідних даних можна за графіком навантаження чи за розрахунковим повним навантаженням у нормальному режимі роботи з урахуванням режиму електропередавальної організації за реактивною потужністю, яке визначається як:

, (3.25)

де Р_p.5 – розрахункова активна потужність авіаційного заводу на V рівні електропостачання (дані з таблиці 3.3);

Q_e.5 – економічна реактивна потужність на V рівні електропостачання, що споживається аеропортом з мережі енергосистеми.

При проектуванні, величину економічної реактивної потужності доцільно визначати за формулою:

. (3.26)

Економічна величина реактивної потужності за формулою (3.26) становить:

, квар

Розрахункове повне навантаження в нормальному режимі роботи з урахуванням режиму електропередавальної організації за реактивною потужністю  визначаємо за формулою (3.25):

 кВА.

За першою умовою мінімальна номінальна потужність трансформаторів ГПП дорівнює:

 кВА.

Таким чином, для ГПП попередньо вибрано трансформатори типу ТМН-6300/110.

За другою умовою:

;

, кВА;

;

, кВА.

Отже, вибрані трансформатори за умовами перевантажень відповідають вимогам.

Остаточно вибрано два трансформатори типу ТМН-6300/110, технічні дані яких наведені в таблиці 3.5.

Таблиця 3.5 – Технічні дані трансформаторів головної понижувальної підстанції

3.4 Вибір кількості та потужності трансформаторів заводських трансформаторних підстанцій

При трьох і менше трансформаторах їх стандартну номінальну потужність вибирають за формулою:

, (3.27)

де S_ном.т.р – повна номінальна розрахункова потужність трансформатора;

Р_р.з – розрахункове активне навантаження на ІІІ рівні електропостачання (розрахункове активне навантаження об’єкта Р_р.о таблиці 3.3);

N – кількість трансформаторів ПС;

β_Т – коефіцієнт завантаження трансформатора аеродромної ПС.

, кВА

Розрахунки для вибору номінальної потужності трансформаторів еародромних ПС наведені в таблиці 3.6.

3.5 Вибір потужності компенсуючих пристроїв у системі електропостачання авіаційного заводу

Визначення реактивної потужності компенсуючих пристроїв споживачів електроенергії:

Q_кп = Q_р.5 – Q_е.5,(3.28)

де Q_e.5 – розрахункова реактивна потужність підприємства на V рівні електропостачання (береться з таблиці 3.3 з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження), квар:

,квар

Таблиця 3.6 – Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів аеродромних підстанцій

Загальна встановлена потужність компенсуючого пристрою підприємства:

Q_з = Q_н.к + Q_a.д + Q_в.к, (3.29)

де Q_н.к – реактивна потужність конденсаторних установок (КУ) споживача з напругою конденсаторів до 1кВ, квар.

Q_СД – реактивна потужність одержувана від СД, квар;

Q_в.к – реактивна потужність КУ споживача з напругою конденсаторів понад 1кВ, квар.

При застосуванні на компресорній станції СД визначення структури складу та потужності двох окремих складових компенсуючого пристрою підприємства (Q_н.к і Q_в.к) виконано в послідовності, як це записано в формулі (3.29).

Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною напругою конденсаторів до 1 кВ

Потужність цих КУ визначається при розрахунках систем внутрішнього електропостачання. Максимальна реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатор 10/0,4 кВ у мережу напругою до 1 кВ для забезпечення бажаного коефіцієнта його завантаження , становить

, квар, (3.30)

де N – кількість трансформаторів ТП, шт.;

S_ном. – повна номінальна потужність трансформатора ТП, кВА;

Р_р.3 – розрахункова активна потужність навантаження на III рівні електропостачання (розрахункова активна потужність об’єкта Р_р.о з таблиці 3.3), кВт.

Якщо під коренем величина зі знаком "мінус", то приймають Q_Т = 0.

Потужність КУ із конденсаторами номінальною напругою до 1 кВ визначено як:

Q_н.к = Q_р.т – Q_т, (3.31)

де Q_р.т. – розрахункова реактивна потужність на III рівні електропостачання, яка дорівнює розрахунковій реактивній потужності об’єкта Q_р.о з таблиці 3.3, квар.

, квар;

, квар.

Розрахунки для вибору номінальної потужності конденсаторів номінальною напругою 0,4 кВ для цехових ПС наведені в таблиці 3.7.

Таблиця 3.7 – Визначення потужності комплектних конденсаторних установок

Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною напругою конденсаторів 10,5 кВ

Потужність цих КУ визначено при розрахунках систем електропостачання за формулою:

Q_в.к = Σ Q_к.н - Σ Q_н.к.ст, (3.32)

де Σ Q_н.к.ст – сумарна потужність встановлених низьковольтних ККУ.

, квар

Для застосування приймається найближча стандартна величина потужності ККУ Q_н.к.ст що вибрана зі спеціальної технічної літератури. Кількість ККУ повинна бути парною. Обираємо УКЛ -10,5-450У3.

3.6 Розробка схеми електропостачання авіаційного заводу

Схема електропостачання показує зв'язок між ДЖ та споживачами електроенергії авіаційного заводу.

Питання живлення електроенергією аеропортів вирішуються проектними організаціями разом з енергосистемою, залежно від необхідної споживаної електроенергії, особливостей технології авіаційного заводу, перспектив розвитку електропостачання даного району та інших факторів.

Крім того, схема живлення авіаційного заводу також залежить від відстані до ДЖ, загальної схеми електропостачання даного району, величини необхідної потужності з урахуванням її зростання, територіального розміщення навантажень, необхідного ступеня надійності електропостачання, наявності в авіаційного заводу власного ДЖ –теплоелектроцентралі (ТЕЦ).

Радіальні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ

Радіальні схеми – це такі схеми, в яких електроенергія від ДЖ (ГПП, ПГВ, ЦРП, РП) передається до цехових ТП або до окремих ЛЕП напругою понад 1 кВ окремою лінією без відгалуження для живлення інших споживачів.

Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях, розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш поширеними є одно- та двоступеневі схеми.

Одноступеневі радіальні схеми краще застосовувати на невеликих аеродромах і на великих аеродромах для живлення потужних зосереджених навантажень (компресорні та насосні станції, Авто ТЕЧ, Авіо ТЕЧ та ін.).

Перевагою радіальних схем є висока надійність електропостачання. Так, вихід із ладу однієї лінії не впливає на роботу споживачів, що живляться від інших ліній.

Основним недоліком радіального живлення однотрансформаторних ПС є втрата живлення всіма ЕП у разі відсутності резервування, наприклад, при КЗ в живильній лінії ТП1 чи в самому трансформаторі ТП1. Тому радіальне живлення аеродромних однотрансформаторних ПС залежно від конкретних вимог (категорії всіх ЕП, необхідного відсотка резервування, розташування ПС, схем та виконання аеродромних мереж та ін.) потребує резервування, яке здійснюється за такими схемами [11] з:

-  резервною перемичкою на боці ВН між сусідніми ТП;

-   резервною магістраллю ВН;

-   резервним радіусом ВН;

-   резервною кабельною перемичкою на боці НН між сусідніми ТП;

-   резервною шинною перемичкою між кінцями двох магістралей НН одного об’єкта в разі застосування схеми БТМ.

Живлення ТП, що взаємно резервуються, слід здійснювати від різних секцій ГПП, ПГВ, ЦРП, РП.

Радіальне живлення аеродромних двотрансформаторних ПС необхідно здійснювати від різних секцій РП, як правило, окремими лініями для кожного трансформатора. Кожна лінія і трансформатор мають бути розраховані на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-ї категорій даної ПС у післяаварійному режимі.

Двоступеневі радіальні схеми застосовують на великих і середніх аеродромах з цехами (групами об’єктів авіаційного заводу), які розташовані на великій території. Живлення розташованих поруч одно та двотрансформаторних ПС без шин ВН та ЕП з напругою понад 1 кВ здійснюється від проміжних РП, що живляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня. При цьому всі комутаційні та захисні апарати розміщуються на РП. На аеродромних ТП передбачається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній другого ступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує габарити ТП, що має велике значення при застосуванні внутрішньоцехових ТП.

Питання про спорудження РП розглядають при кількості радіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність секцій РП повинна забезпечувати повне використання пропускної здатності головних вимикачів і ліній, які живлять ці секції.

При використанні радіальних схем здійснюється глибоке секціонування всієї СЕП – від основних ДЖ (ГПП) і до шин напругою до 1кВ, а іноді навіть цеховими СРШ. За допомогою секційних апаратів може здійснюватися АВР для живлення в післяаварійному режимі роботи СЕП.

У другому випадку, здійснюється радіальне живлення цехових двотрансформаторних підстанцій від різних секцій РП окремими лініями для кожного трансформатора. Крім того, радіальне живлення цехових ТП є доцільним від шин ГПП при навантаженнях, розташованих у різних напрямках від неї.

3.7 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання на шинах низької напруги головної понижувальної підстанції

Розрахунку струмів КЗ передує аналіз схеми електричної мережі та визначення найбільш складних, але ймовірних розрахункових умов, у яких може бути той чи інший її елемент. Ці умови повинні відображатися в розрахунковій схемі, яка являє собою однолінійну схему електричної мережі з ЕА та провідниками, що підлягають вибору і перевірці за умовами КЗ [3, 5, 6].

Режим СЕП, при якому струм КЗ в елементі, що вибирається або перевіряється, буде найбільшим, досягається за умов, коли в мережі між джерелами і точкою КЗ ввімкнена найменша кількість послідовних елементів і найбільша кількість - паралельних.

У схемі електропостачання авіаційного заводу в нормальному режимі передбачена роздільна робота трансформаторів ГПП на збірні шини 6 або 10 кВ (секційний вимикач вимкнений). У разі наявності РП його секційний вимикач також вимкнений.

У розрахунковій схемі максимального режиму (рис. 3.2) один із трансформаторів вимкнений, а секційний вимикач увімкнений. Цей режим можливий у таких випадках: один із трансформаторів знаходиться в планово-попереджувальному ремонті або післяаварійному режимі. Крім того, усі робочі ЕД перебувають в роботі, а трансформатори ГПП працюють з максимальною добавкою напруги.

Алгоритм розрахунку струмів трифазного короткого замикання на шинах низької напруги головної понижувальної підстанції для максимального режиму

Розрахунок виконано в іменованих одиницях. У розрахункових формулах прийнято такі розмірності величин: повна потужність -МВА, активна потужність - МВт, напруга - кВ, струм - кА, опір - Ом.

Рисунок 3.1 – Розрахункова схема для максимального режиму

1 етап. Розрахунок параметрів елементів схеми заміщення:

1) Визначається величина номінальної напруги обмотки ВН трансформатора в максимальному режимі при роботі на крайньому відгалуженні регульованої обмотки &мотки "-РО"

, кВ (3.33)

де  – відносна максимальна величина діапазону РПН в один із боків від середнього відгалуження регульованої обмотки.

2) З урахуванням того що за основний ступінь прийнятий ступінь 2, коефіцієнт трансформації трансформатора ГПП у максимальному режимі визначається як:

. (3.34)

3) ЕРС та опір системи визначаються за формулами:

, кВ(3.35)

,Ом (3.36)

4) Індуктивний опір трансформатора розраховується так:

, Ом (3.37)

5) Параметри кабелю для схеми заміщення визначаються за формулами

, Ом (3.38)

, Ом (3.39)

6) При розрахунках струмів КЗ для максимального режиму вважають, що в попередньому до КЗ режимі СД працюють з номінальною напругою, номінальним струмом і номінальним коефіцієнтом потужності. Ці параметри подаються v відносних одиницях , , cosφ₀ =cosφ_ном

ЕРС СД для попереднього номінального режиму їх роботи та опір розраховуються так:

, (3.40)

, кВ; (3.41)

, Ом. (3.42)

7) Параметри узагальненого навантаження розраховуються за формулами:

, кВ, (3.43)

, Ом, (3.44)

де  – середня номінальна напруга ступеня.

Усі розрахункові значення ЕРС та опорів наносяться на схему заміщення.

2 етап. Перетворення схеми заміщення до елементарного вигляду відносно точки короткого замикання К1.

Параметри для перетвореної схеми визначено як:

, Ом, (3.45)

,Ом. (3.46)

3 етап. Визначення діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент (початкового надперехідного струму) у точці К1.

Для визначення цього струму на шинах ГПП 10 кВ знайдено його складові від системи, високовольтних двигунів СД і узагальненого навантаження за формулою:

, кА. (3.47)

4 етап. Визначення ударного струму в точці К.

Для визначення ударного струму необхідно також знайти його складові від системи, високовольтних ЕД і узагальненого навантаження, для чого визначаються ударні коефіцієнти від системи, ЕД і узагальненого навантаження. У приблизних розрахунках прийнято ударний коефіцієнт: на шинах 10 кВ ГПП К_С = 1,8 – 1,85 при потужності трансформаторів 16 МВА та менше; для СД ударний коефіцієнт К_уСД = 1,8; для узагальненого навантаження ударний коефіцієнт К_НВ = 1,0.

Ударний струм у точці К визначено так:

, кА. (3.48)

Вихідні дані системи:

-  напруга в максимальному режимі U_с.макс = 30,5 кВ;

-  величина початкового струму трифазного КЗ від системи на боці ВН трансформатора ГПП у максимальному режимі  кА;

Вихідні дані трансформаторів ГПП:

-   два трансформатори ТМН-4000/110;

-   номінальна потужність трансформаторів S_{ном т} = 4 МВА;

-   номінальна напруга регульованої обмотки ВН на середньому відгалуженні U_ном.ВН =115кВ;

-   номінальна напруга обмотки НН U_ном.НН = 6,6 кВ;

-   діапазон РПН ΔU_рпн= ±16 %;

-   напруга КЗ для крайнього відгалуження "–РО"  =10,58 %.

Вихідні дані кабелів, що відходять від шин ГПП :

-   середній індуктивний питомий опір x₀ = 0,08 Ом/км;

-   довжина кабелю ℓ = 0,295 км.

Вихідні дані високовольтних СД:

-   тип СДНЗ-2-18-49-16;

-   номінальна напруга U_{ном CД} = 10 кВ;

-   кількість двигунів N = 4 шт.;

-   номінальна активна потужність Р_{ном СД} =1250 кВт;

-   номінальний ККД ŋ_ном =0,94 в.о;

-   номінальний коефіцієнт потужності cosφ_{вном СД} =0,9;

-  подовжній над перехідний індуктивний опір при номінальних умовах роботи машини  = 0,197 в.о.;

Вихідні дані навантаження:

-   повне узагальнене навантаження  =8,1 МВА (без навантаження високовольтних ЕД);

-   надперехідна електрорушійна сила (ЕРС-навантаження у відносних одиницях)  = 0,85 в.о.;

-  надперехідний індуктивний опір навантаження у відносних одиницях  = 0,35.

ЕРС та опір навантаження приведені до потужності навантаження і до середньої номінальної напруги ступеня, на якому воно приєднано.

Розв'язання. Схему заміщення для максимального режиму, наведено на рисунку 3.3.

1 етап Розрахунок параметрів елементів схема заміщення.

1) За формулою (3.33) визначена величина номінальної напруги обмотки ВН трансформатора в максимальному режимі при роботі на крайньому відгалуженні регульованої обмотки "-РО":

 кВ.

Рисунок 3.3 – Схема заміщення для максимального режиму

2) За формулою (3.34) коефіцієнт трансформації трансформатора ГПП у максимальному режимі визначено як

.

3) За формулами (3.35) та (3.36) ЕРС та опір системи визначено як:

кВ;

 Ом.

4) За формулою (3.37) індуктивний опір трансформатора:

 Ом.

5) Параметри кабелю для схеми заміщення (рисунок 3.2) визначено за формулами (3.38) та (3.39)

Ом;

Ом.

6) За формулами (3.40), (3.41) та (3.42) ЕРС СД для попереднього номінального режиму їх роботи та опір розраховано як:

 кВ;

 кВ;

Ом.

7) Параметри узагальненого навантаження розраховано за формулами (3.43) та (3.44) як:

кВ

Ом

Усі розрахункові значення ЕРС та опорів нанесено на схему заміщення (рис. 3.4).

2 етап. Перетворення схеми заміщення до елементарного вигляду відносно точки короткого замикання К.

На рис. 3.4 наведено перетворену схему заміщення відповідно до вихідної схеми заміщення (рис. 3.3).

Параметри для перетвореної схеми заміщення (рис. 3.4) визначено за формулами (3.45) та (3.46):

, Ом;

, Ом.

Рисунок 3.4 – Перетворена схема заміщення

3 етап. Визначення діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент (початкового надперехідного струму) у точці К.

Для визначення цього струму на шинах ГПП 10 кВ знайдено його складові від системи, високовольтних СД і узагальненого навантаження за формулою (3.47) як:

 кА,

4 етап. Визначення ударного струму в точці К.

Прийнято ударний коефіцієнт на шинах 10 кВ ГПП К_ус =1,8. Для СД - ударний коефіцієнт ; для узагальненого навантаження - ударний коефіцієнт К _{у н.в} -1,0.

Ударний струм у точці К визначено за формулою (3.48) як:

кА,

3.8 Вибір перерізу провідників в електричній мережі напругою 10 кВ

Економічно вигідний переріз провідників визначають за формулою:

, (3.49)

де  – струм нормального режиму, А;

 – нормоване значення економічно вигідної щільності струму, А/мм², яку вибрано з таблиці 1.3.36 ПУЕ.

Розрахунковий економічно вигідний переріз S_ек який визначено за формулою (3.49), округлюється до найближчого більшого або меншого стандартного перерізу S_ст , мм².

Номінальний первинний струм трансформатора визначено як:

,А, (3.50)

де  – номінальна потужність трансформатора, кВА;

 – номінальна первинна напруга трансформатора, кВ.

При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтний ЕД, визначено номінальний струм ЕД за формулою:

, A, (3.51)

де  – номінальна активна потужність ЕД, кВт;

U – номінальна напруга електричної мережі, кВ;"

соsφ_ном – номінальний коефіцієнт потужності ЕД, в.о;

ŋ_ном – номінальний ККД ЕД, в.о.

При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтні КУ

,А, (3.52)

де –  – номінальна реактивна потужність КУ, квар.

Перевірка перерізу провідників за максимальним режимом

Режим максимального навантаження провідників може призвести не тільки до їх перегрівання з порушенням ізоляції, але й до розплавлення жил. Тому переріз провідника, вибраний за економічною щільністю струму, перевіряють на нагрівання за величиною струму його максимального навантаження.

Для цього допустимий для даного провідника струм з урахуванням відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов I_доп та коефіцієнтів допустимого перевантаження К_пер (наведені в таблицях 1.3.1 та 1.3.2 ПУЕ) порівнюють зі струмом його форсованого режиму (І_ф з урахуванням коефіцієнта резервування К_рез):

, А. (3.53)

Приймаємо коефіцієнт допустимого перевантаження К_пер = 1.

При визначенні допустимого тривалого струму для кабелів необхідно враховувати відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов (якщо вони мають довготривалий характер) за допомогою поправкових коефіцієнтів К_пр та К_сер:

, А, (3.54)

де Кпр – поправковий коефіцієнт на кількість кабелів, що лежать поруч у землі (таблиця 1.3.26 ПУЕ);

Ксер – поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього середовища, якщо вона відрізняється від стандартної (таблиця 1.3.3 ПУЕ);

I_доп – допустимий тривалий струм провідника стандартного перерізу для стандартних умов (для однієї окремої лінії; стандартних температур для землі та води +15 °С і +25 °С для повітря) залежно від матеріалу жил, їхньої ізоляції та способу прокладання, А (таблиці ПУЕ).

Поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього середовища можна також обчислити за формулою:

, (3.55)

де Т_ж.н і Т_сер.н – відповідно нормована тривало допустима температура жили та нормована температура середовища;

Т_сер. – фактична температура середовища.

Для кабелів з паперовою просоченою маслоканіфольною та нестікаючою масами ізоляцією (ААБ, АСБ, ААШв та ін.) нормована тривало допустима температура жили Т_ж.н = +65 °С (при напрузі 10 кВ) .

На аеродромі кабелі прокладені в землі (траншеях).

Прокладку в траншеях (від одного до шести кабелів) застосовують на не асфальтованих територіях у випадку малої ймовірності пошкодження кабелів землерийними механізмами, зсувом ґрунту, корозією.

Перевагами траншейної прокладки вважають малу вартість ліній, хороші умови охолодження кабелю, малу ймовірність поширення аварії одного кабелю на сусідні паралельні кабелі.

Для кабелів, прокладених у землі, нормована температура середовища Т_сер.н = +15 °С, а на повітрі – Т_сер.н = +25 °С.

Для ЕД та КУ приймається К_рез = 1,0 (I_ф= I_норм ).

Якщо умова за формулою (3.55) не виконується, то необхідно прийняти нове значення найближчого більшого стандартного перерізу кабелю, щоб вона виконувалась.

Перевірка перерізу провідників на термічну стійкість

При напрузі понад 1 кВ перевірці на термічну стійкість при КЗ підлягають усі провідники, крім тих, що захищаються високовольтними запобіжниками.

Критерієм термічної стійкості провідників є кінцева температура їх нагрівання при проходженні по них струму КЗ, яка не повинна перевищувати короткотривалої допустимої нормованої температури.

Для спрощення розрахунків термічна здатність може бути оцінена найменшим перерізом провідника (мм²), термостійким до струмів КЗ

, мм², (3.56)

де В_к – тепловий імпульс струму КЗ, А²с;

І_к = І_п.о – початкове значення періодичної складової струму трифазного КЗ, А;

t – дійсний час вимикання КЗ, с;

С – температурний коефіцієнт, який враховує обмеження допустимої температури провідника (наводиться в довідкових таблицях), Ас^1/2 /мм².

Величина дійсного часу вимикання КЗ визначається так:

, с, (3.57)

де  – час дії основного РЗ, с;

 – час вимикання вимикача (можна прийняти = 0,05 с);

Т_а – стала часу аперіодичної складової струму КЗ (Т_а = 0,05 с).

Величина початкового значення періодичної складової струму трифазного КЗ на шинах НН ГПП I_к1(0) розрахована в підрозділі 3.7.

,А; ; ; , А

, А; ,

умова виконується, попередньо обираємо кабель марки ААШв-10.

с;  Ас^1/2 /мм².

 мм².

Таким чином, кабель відповідає вимогам, остаточно обираємо кабель марки ААШв-10.

Розрахунки для вибору перерізу провідників наведені в таблиці 3.8

Таблиця 3.8 – Розрахунок вибору перерізу провідників

Вибір комутаційної апаратури приведений у додатку Б.

Електрична принципова однолінійна схема електропостачання льотно-повітряної служби авіаційного заводу приведена у графічному матеріалі дипломного проекту.

4. ОРГАНІЗАЦІЯ ПОБУДОВИ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ З УСТАНОВКАМИ ГАРАНТОВАНОГО ЖИВЛЕННЯ

4.1 Класифікація установок гарантованого живлення

На сучасному етапі розвитку суспільства електрична енергія набуває все більш важливе значення. Це зв'язало з тим, що електрична енергія легко перетворюється на інші види енергії, зручна при передачі на великі відстані, широко використовується у всіх сферах діяльності людини. Виробництво електричної енергії в необхідній кількості при заданій якості, передача її споживачам і розподіл між ними здійснюються за допомогою СЕП. Структура СЕП визначається в першу чергу, складом електроприймачів і їх вимогами до якості електропостачання [6 - 10].

Відповідно до нормативних документів всі електроприймачі по надійності і безперебійності електропостачання підрозділяються на три категорії.

До першої категорії прийнято відносити ті електроприймачі, порушення електропостачання яких може спричинити за собою небезпеку для життя людей, значний збиток народному господарству, викликаний пошкодженням устаткування, масовим браком продукції або розладом складних тяжко відновлювальних технологічних процесів, а також порушенням режиму роботи особливо важливих об'єктів. Електроприймачі першої категорії у свою чергу розділяються на дві групи: групу 1А і групу 1Б. До електроприймачів групи 1А відносяться такі електроприймачі, перерва в електропостачанні яких не допустима, оскільки створює особливу небезпеку для життя людей і завдає збитку державні інтересам. Злектропріємникі групи 1А, як правило, особливо чутливі до якості електроенергії. До електроприймачів групи 1Б відносяться таки електроприймачі, які допускають короткочасну (на десяті долі секунди) перерву в електропостачанні. Електроприймачі групи 1Б у меншій мірі, ніж електроприймачі групи 1А, чутливі до якості електроенергії.

До другої категорії відносяться електроприймачі, перерва в електропостачанні яких спричиняє за собою масовий недовипуск продукції, простої робітників, устаткування, промислового транспорту, порушення нормальної життєдіяльності людей, Електроприймачі другої категорії допускають перерву в електропостачанні на час автоматичного включення резервних джерел живлення.

До третьої категорії відноситься решта електроприймачів, не відповідних під визначення першу і другу категорії. Електроприймачі третій категорії допускають перерви в електропостачанні на якийсь час, необхідне для ремонту або заміни несправного устаткування, але не більше одних діб.

У складі споживачів електричної енергії різних об'єктів є електроприймачі всіх трьох категорій. Забезпечення їх електроенергією здійснюється СЕП, яку можна представити тією, що складається з системи зовнішнього електропостачання, системи внутрішнього електропостачання і системи автономного електропостачання. Система зовнішнього електропостачання забезпечує прийом електричної енергії від держенергосистеми і передачу її через системи внутрішнього і автономного електропостачання до електроприймачів об'єкту для їх тривалого живлення. Система внутрішнього електропостачання здійснює прийом, виробництво і розподіл електроенергії між електроприймачам споруд об'єкту. Розподіл електроенергії усередині найвідповідальніших споруд об'єкту здійснюється системою автономного електропостачання. Як правило, основними електроприймачами системи автономного електропостачання є електроприймачі першої категорії. Ці електроприймачі вимагають організувати своє електропостачання від двох незалежних джерел, тобто таких джерел, один з яких зберігає свою працездатність при пошкодженнях і аваріях іншого джерела. Одним з таких джерел є держергосистема, іншим резервним джерелам може служити дизель-електричні, газо- і паротурбіні, атомні і інші електричні станції.

При зникненні напруги зовнішньої мережі на введеннях системи автономного електропостачання електроприймачі першої категорії в період підготовки і включення в роботу резервного джерела одержують електричну енергію від установок гарантованого живлення (УГЖ).

УГЖ є електроустановкою, що забезпечує електропостачання електроприймачів без перерви або з допустимою перервою від моменту часу зникнення напруги, що поступає від основного джерела, до моменту часу появи напруги, що поступає від резервного джерела.

На рис. 4.1 приведений один з можливих варіантів структурної схеми системи автономного електропостачання, що містить основне (ОД) і резервне (РД) джерела, установку гарантованого живлення УГЖ і комутаційну апаратуру, представлену автоматичними вимикачами QF1 – QF5. До складу УГЖ (рис. 4.1.) входять розподільні устрої РУ1 і РУ2, перетворювач (ПЕ) і накопичувач (НЕ) енергії. В даному варіанті системи автономного електропостачання як основне джерело в переважній більшості випадків використовується держенергосистема, а як резервне джерело застосовується дизель-електрична станція. Переважне застосування дизель-електричних станцій (ДЕС) в порівнянні з газотурбінними установками (ГТУ) електрохімічними генераторами (ЕХГ) радіоізотопними термоелектричними генераторами (РІТЕГ) ядерними енергетичними установками (ЯЄУ) з термоелектричними (ТЕЛП) і термоемісійними (ТЕМП) перетворювачами пояснюється їх кращими техніко-економічними показниками, приведеними в таблиці 4.1

Таблиця 4.1 – Питомі характеристики джерел електроенергії

Перетворення електроенергії в УГЖ може проводитися як електромашинними, так і статичними агрегатами. Як накопичувачі енергії переважне поширення отримали механічні і електрохімічні накопичувачі. Частіше за все УГЖ забезпечують електропостачання електроприймачів електроенергією з параметрами, аналогічними параметрам напруги і частоти промислової мережа. Разом з тим у ряді випадків застосовують УГЖ змінного струму підвищеної частоти і УГЖ постійного струму. При виборі типу УГЖ в даний час виходять з вимог, що пред'являються приймачами електроенергії до її якості, величини потужності електроприймачів, типу резервного джерела електроенергії і часу переведення електропостачання з основного джерела живлення на резервне.

Відповідно до прийнятою в даний час класифікації УГЖ розрізняють по наступних ознаках:

-  по роду вихідного струму: на установки змінного струму і установки постійного струму. Установки змінного струму можуть бути однофазними і трифазними, промислової і підвищеної частоти;

-  по типу перетворювача енергії з електромашинними і статичними перетворювачами;

-  по типу накопичувачів енергії: на установки з механічними і електрохімічними накопичувачами енергії;

-  за способом включення в систему електропостачання: на встанови з послідовним і паралельним включенням;

-  по можливих перервах електропостачання: на установки, що не допускають перерви і навіть розриву синусоїди вихідної напруги, і установки, що допускають короткочасну перерву в електропостачанні;

-  за способом резервування: на установки, що працюють в режимі навантаженого резерву, і установки, що працюють в режимі не навантаженого резерву і що знаходяться або у вимкненому стані, або в режимі холостого ходу.

Основним елементом, що визначає готовність УГЖ до прийняття навантаження після відключення основного джерела, є накопичувач енергії. Основні техніко-економічні характеристики застосовуються в даний час і перспективних накопичувачів енергії приведені в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 –Техніко-економічні характеристики накопичувачів енергії

4.2 Установки гарантованого живлення з електромашинними перетворювачами і механічними накопичувачами енергії

Розглянемо основні схеми УГЖ з електромашинними перетворювачами і механічними накопичувачами енергії. Основною особливістю цих УГЖ є наявність в них інерційних маховиків, що володіють запасом кінетичної енергії, достатнім для здійснення переходу з основного джерела живлення на резервне без перерви в електропостачанні. УГЖ даного типу можуть виконуватися як на постійному, так і на змінному струмі. Рід струму визначається вибором типу генератора і залежить в першу чергу від складу приймачів електричної енергії.

На рис. 4.2 представлені найпростіші варіанти схем УГЖ з механічними накопичувачами енергії. Так, на рис. 4.2, а зображена схема УГЖ, у якої електромашинний перетворювач (ЕМП) виконаний у складі асинхронного електродвигуна (АД) М і синхронного генератора G. На валу, що сполучає електродвигун і генератор, розміщений інерційний маховик (ІМ). В нормальному режимі роботи за наявності, напруги на введенні основного джерела (ОД) електродвигун обертає маховик і генератор змінного струму, який підключений до шин гарантованого живлення (ШГЖ). При відключенні основного джерелами, подається команда на запуск резервного джерела (РД). Під час перемикання з основного джерела на резервне електроприймачі, підключені до шин ШГЖ, одержують електроенергію від генератора G приводиться в обертання маховиком. Автоматичні вимикачі QF1 і QF2 забезпечують комутацію ЕМП і захист двигуна від коротких замикань і перевантажень. Автоматичний вимикач дозволяє забезпечити живлення електроприймачів ШГЖ безпосередньо від основного джерела. При цьому ЕМП працює в режимі холостого ходу, вимикач QF2 вимкнений. При такій організації роботи УГЖ немає втрат енергії, пов'язаних з процесами перетворення енергії в ЕМП, проте має місце перерва в електропостачанні при переведенні з основного джерела на резервне. Час перерви визначається часом включення вимикача QF2.

Перевагою схеми (рис. 4.2, а) є ослаблення впливу коливань напруги і частоти, що має місце в колі основного джерела, на роботу приймачів електроенергії, підключених до ШГЖ. Ця схема, крім того, дозволяє отримати число фаз, форму кривої струму, величину напруги, величину частоти і інші параметри, відмінні від відповідних параметрів основного джерела.

Разом з тим, схемі, властиві серйозні недоліки:

-  низький коефіцієнт корисної дії (постійно працює ЕМП і мають місце втрати енергії в двигуні і генераторі);

-  частота напруги, що знімається на ШГЖ, навіть в нормальних режимах роботи нижче синхронній (частота обертання АД менше на величину ковзання частоти основного і резервного джерела).

На рис. 4.2, б і 4.2, в представлені схеми дизельінерційних УГЖ. УГЖ (рис. 4.2, б) складається з синхронного генератора G асинхронного електродвигуна М, маховика, муфти зчеплення МЗ і дизеля, зібраного на загальній рамі. В нормальному режимі роботи автоматичні вимикачі QF1 і QF2 включені і АД обертає інерційний маховик і генератор G. Електроприймачі, приєднані до ШГЖ, одержують живлення від генератора G. Муфта зчеплення (МЗ) відключена і роз'єднує дизель і електромашинний перетворювач.

При відключенні основного джерела вимикається вимикач запускається дизель і включається муфта зчеплення. На час запуску і прийому навантаження дизелем шини гарантованого живлення продовжують одержувати електричну енергію від генератора, що приводиться в обертання інерційним маховиком.

В установці гарантованого живлення (рис. 4.2, в) застосована обернена електрична машина (ОЕМ), підключена за допомогою автоматичного вимикача QF2 паралельно мережному введенню (введенню основного джерела, включеному вимикачем QF1). Електропостачання приймачів електричної енергії, підключених до ШГЖ, в нормальному режимі роботи здійснюється від основного джерела. При цьому оборотна електрична машина працює в руховому режимі, обертаючи маховик. Муфта зчеплення (МЗ) вимкнена, і вал дизеля від'єднаний від валу генератора.

При відключенні основного джерела оборотна електрична машина переходить в генераторний режим роботи, включається муфта зчеплення, приєднуючи вал дизеля до валу маховика, який при пуску дизеля виконує роль стартера, що обертається. Одночасно включається подача палива в дизель, який стає приводним механізмом УГЖ, і відключається автоматичний вимикач QF1 припиняючи віддачу електроенергії від УГЖ в коло основного джерела. Залежно від вимог до САЕ по надійності електропостачання в схемах, приведених на рис. 4.2, можуть використовуватися дві або більше число установок гарантованого живлення.

Порівняльна оцінка УГЖ, виконаних по схемах рис. 4.2, б і рис. 4.2, в, дозволяє визначити їх достоїнства і недоліки.

Так, основною перевагою схеми (рис. 4.2, б) є відсутність гальванічного зв'язку між зовнішньою мережею і генератором, підключеним до шин гарантованого живлення. В схемі немає реверсу, і при зникненні напруги зовнішньої мережа інерційний маховик не затрачує енергію на живлення зовнішньої мережа (можливого короткого замикання) до моменту виключення вимикача QF1. Крім того, на роботі відповідальних електроприймачів практично не позначаються відхилення і коливання напруги і частоти, що мають місце в зовнішній мережа. Схема проста в управлінні, оскільки в ній не потрібна синхронізація генератора і зовнішньої мережа. Перевагою схеми є і можливість розкручування маховика з допомогою АД, що харчується від зовнішньої мережа.

Недоліками схеми (рис. 4.2, б) є низька надійність електропостачання і низький коефіцієнт корисної дії процесу перетворення енергії. Низька надійність електропостачання визначається тим, що УГЖ одержують електричну енергію за допомогою двох послідовно включених електричних машин, вихід з ладу яких або будь-який з них навіть за наявності напруги зовнішньої мережа або справному стані дизеля приводить до порушення електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ.

Низький коефіцієнт корисної дії схеми (рис. 4.2, б) зв'язаний з тим, що агрегати, що здійснюють перетворення енергії, мають істотні втрати, що становлять величину, рівну 20% Р_ном, при живленні від зовнішньої мережа. В автономному режимі роботи коефіцієнт корисної дії системи ще нижче. Крім того, схемі (рис. 4.2, б) властиві великі габарити і маса, що у ряді випадків є вирішальною перешкодою, особливо при великій потужності агрегатів.

УГЖ, виконана по схемі (рис. 4.2, в), має наступні переваги в порівнянні з УГЖ, виконаної по схемі (рис. 4.2, б):

-  високу надійність електропостачання;

-  високий коефіцієнт корисної дії (втрати енергії при живленні від зовнішньої мережа не перевищує величину, рівну 7% Р_ном, а у разі автономної роботи коефіцієнт корисної дії установки практично рівний коефіцієнту корисної дії автономного дизель-генератора);

відносно невеликі габарити і маса, обумовлена застосуванням тільки однієї електричної машини;

-  просту схему електричних з'єднань і автоматичного управління.

Разом з тим, схемі (рис. 4.2, в) властиві і недоліки:

-  вплив відхилень і коливань напруги і частоти зовнішньої мережа на роботу електроприймачів, включених на шини гарантованого живлення;

-  втрати кінетичної енергії маховика на живлення можливого короткого замикання в колі основного джерела до моменту виключення автоматичного вимикача QF1;

-  необхідність в проведенні синхронізації при пуску УГЖ і при зворотному переході живлення на основне джерело (при пуску розкручування маховика здійснюється дизелем, і включення можливо тільки по команді синхронізатора).

Для обох схем (рис. 4.2, б і рис. 4.2, в) певні складнощі пов'язані з наявністю муфти зчеплення.

Деякі з перерахованих вище недоліків можливо усунути, застосовуючи комбіновану схему УГЖ, представлену на рис. 4.3.

В комбінованій схемі окрім резервного дизель-генератора передбачений двигун-генератор на базі асинхронного двигуна М і синхронного генератора G2 з інерційним маховиком. АД М вимикачем QF3 підключене паралельно введенню основного джерела (ОД). Синхроний генератор G2 підключений вимикачем QF4 до ШГЖ.

Кожний з агрегатів в схемі (рис. 4.3) володіє на перший погляд меншими габаритами і масою в порівнянні з такими ж агрегатами в схемах (рис. 4.2, б і рис. 4.2, в). Проте ця перевага по суті зводиться до нуля у зв'язку з тим, що час запуску резервного дизель-генератора практично на порядок вище за час пуску дизеля в УГЖ (рис. 4.2, в). У зв'язку з цим необхідно значно збільшувати момент інерції, а значить і масу маховика, що у свою чергу вимагає збільшення потужності асинхронного двигуна М двигун-генератора, а значить і збільшення потужності резервного дизель-генератора. Крім того, система, виконана і схемі (рис. 4.3), має уявну високу надійність електропостачання. Фактична надійність електропостачання електроприймачів при живленні від основного джерела визначається надійністю двох послідовно включених електричних машин, а при живленні від дизель-генератора – надійністю трьох послідовно включених електричних машин.

Втрати енергії в комбінованій схемі при живленні електроприймачів від основного джерела досягають 25% Р_ном, споживачів УГЖ, а при живленні від дизель-генератора через двигатэль-генератор коефіцієнт корисної дії системи на 30 % нижче, ніж у системи, виконаної по схемі (рис. 4.2, в). Це у свою чергу приводить до збільшення потужності резервного дизель-генератора.

При визначенні моменту інерції маховика необхідно враховувати величину допустимого зниження частоти, потужність навантаження, частоту обертання маховика, час, протягом якого резервне джерело може прийняти навантаження, і коефіцієнт корисної дії перетворювача енергії. У випадку, якщо необхідна величина кінетичної енергії маховика W_к відома, масу маховика m_м, радіус якого рівний R_м, для заданого діапазону частот обертання в розрядному циклі  можна визначити по формулі:

 (4.1)

де  – коефіцієнт корисної дії перетворювача енергії в розрядному циклі;

,  – максимальна і мінімальна частоти обертання маховика в розрядному циклі.

Необхідну величину кінетичної енергії маховика W_к можна визначити, знаючи потужність навантаження Р_н і час t_п, протягом якого здійснюється переклад електропостачання з основного джерела живлення на резервне. Для дизель-генераторних УГЖ з інерційними маховиками час t_п, з одного боку, визначається часом, протягом якого встановлюється, що основне джерело відмовило, і часом пуску дизеля. З другого боку, величина t_п найбезпосереднішим чином впливає на величину мінімальної частоти обертання маховика в розрядному циклі . Виходячи з диференціального рівняння руху валу УГЖ і рахуючи навантаження системи Р_н незмінної, можна для розрядного циклу роботи маховика, записати наступний вираз:

 (4.2)

де  – інерційна постійна УГЖ

 – момент опору УГЖ.

Розділяючи в (4.2) змінні, отримаємо:

 (4.3)

Інтегруючи ліву частину рівняння (4.3) від  до , а праву частину від 0 до t_п, отримаємо:

. (4.4)

З (4.4) легко знайти зв'язок між величинами  і t_n:

 (4.5)

В розрядному циклі величина  не може знизитися до допустимого значення  визначуваного з умови допустимого перевантаження дизеля. Перевантаження дизеля при зниженні частоти можна визначити, знаючи статизм його регулярної характеристики. Для самого небезпечного випадку, коли перехід з основного джерела живлення на резервне здійснюється при номінальному навантаженні, величина перевантаження дизеля Р_пg, визначається його регулярною характеристикою і рівна:

 (4.6)

де Р_пg – перевантаження дизеля %;

s – статизм регулярної характеристики дизеля %.

Очевидно, що при розробці УГЖ потрібно прагнути зменшення часу t_n, протягом якого здійснюється переклад системи електропостачання з основного джерела живлення на резервне.

Для цієї мети необхідний, по-перше, зменшувати час визначення факту відмови основного джерела і, по-друге, зменшувати час пуску дизеля.

4.3 Установки гарантованого живлення з електромашинними перетворювачами і електрохімічними накопичувачами енергії

На рис. 4.4 приведені найпоширеніші схеми УГЖ з електромашинними перетворювачами і електрохімічними накопичувачам енергії: схема двомашинного агрегату (рис. 4.4, а) і схема трьохмашинного агрегату (рис. 4.4, б).

У двомашинного агрегату (рис. 1.4, а), що є перетворювач напруги постійного струму в напругу змінного струму, застосований двигун постійного струму і генератор змінного струму. Як накопичувач енергії використовується акумуляторна батарея працююча в режимі підпору і включена паралельно випрямлячу В1, що живить двигун постійного струму М. Режим підпору забезпечується тим, що, по-перше, напруга на виході випрямляча вибирається більшим, ніж напруга на виході акумуляторної батареї GB і, по-друге, між акумуляторною батареєю і випрямлячем включений вентильний елемент, роль якого виконує діод VD. За наявності напруги зовнішньої мережа живлення двигуна постійного струму M здійснюється від випрямляча В1. Акумуляторна батарея знаходиться в режимі заряду, забезпечуваного зарядним устроєм (ЗУ). Двигун постійного струму М розташований на одному валу з генератором G, який за допомогою вимикача QF1 підключений до шин гарантованого живлення (ШГЖ).

В аварійному режимі роботи при відключенні основного джерела протягом часу виходу на необхідний режим резервного джерела живлення двигуна постійного струму здійснюється від акумуляторної батареї. Електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ, здійснюється без розриву синусоїди живлячої напруги на виході генератора G. Після включення резервного джерела електромашинний перетворювач перекладається знов на живлення від випрямляча.

У трьохмашинного агрегату (рис. 4.4, б) в нормальному режимі роботи генератор G приводиться в обертання АД, який одержує живлення від основного джерела. В аварійному режимі роботи до включення резервного джерела синхронний генератор перекладається на привід від двигуна постійного струму, який вимикачем QF2 підключений до акумуляторної батареї GB. Заряд акумуляторної батарея здійснюється зарядним устрій (ЗУ) за наявності напруги на шинах розподільного пристрою (РУ) Первинний пуск трьохмашинного агрегату здійснюється двигуном постійного струму. Це дозволяє уникнути перевантаження УГЖ, яке може бути викликаний великими струмами, характерними для пуску АД.

УГЖ на електромашинних перетворювачах з електрохімічними накопичувачами енергії дозволяють забезпечити безперебійність електропостачання електроприймачів без розриву синусоїди живлячої напруги при переведення живлення з основного джерела на резервне, викликаному аварією або відмовою основного джерела. Для цих УГЖ, крім того, властиво висока якість кривої напруги на ШГЖ і ослаблення впливу коливань і відхилень напруги і частоти зовнішньої мережа на роботу електроприймачів, підключених до ШГЖ. Основними недоліками даних схем УГЖ є:

-  низький коефіцієнт корисної дії, обумовлений двократним перетворенням енергії в електромашинних перетворювачах;

-  низька надійність установки, визначувана найслабкішою ланкою, якою є двигун постійного струму;

-  малий моторесурс (до 10 тис. годин);

-  обмежена швидкодія;

-  шум, наявність вібрацій, необхідність установки могутніх фундаментів;

-  великі маса і габарити акумуляторних батарей;

-  складність стабілізації вихідної напруги, що викликається зміною в широких межах напруги акумуляторної батареї при її розрядіp>

-  складність експлуатації, що викликається наявністю щеточно-колек-торного вузла в двигунах постійного струму і низкою ступенем автоматизації, визначуваної специфічними особливостями роботи і зберігання акумуляторних батарей;

-  низька точність підтримки частоти напруги, що виробляється, на ШГЖ, властива УГЖ з трьохмашинним агрегатом.

Стабілізація частоти з високою точністю може бути досягнутий, якщо в УГЖ з трьохмашинним або двомашинним агрегатом замість синхронного генератора застосувати МДП-генератор (машину подвійного живлення). МДП-генератор є асинхронним генератором з фазним ротором, збуджуваним струмом частоти ковзання. При цьому МДП-генератор дозволяє отримати стабільну частоту в широкому діапазоні кутових частот обертання. Обмотка збудження такого генератора може харчуватися від спеціального синхронного збудника або безпосередньо від ШГЖ. В останньому випадку говорять, що має місце режим самозбудження. Як в схемах із збудником, так і в схемах без нього роторна обмотка підключена через перетворювач частоти, службовець для зміни частоти напруги, що подається на обмотку збудження.

4.4 Установки гарантованого живлення на статичних перетворювачах і електрохімічних накопичувачах енергії

В даний час переважне поширення отримали серед УГЖ на статичних перетворювачах УГЖ змінного струму і УГЖ постійного струму. На рис. 4.5 приведені основні структурні схеми УГЖ змінного струму на статичних перетворювачах:

-  без ланки постійного струму (рис. 4.5, а);

-  з ланкою постійного струму (рис. 4.5, б);

-  з ланкою постійного струму і навантаженим резервом (рис. 4.5, в).

В схемі (рис. 4.5, а) електроприймачі УГЖ. в нормальному режимі одержують живлення від основного джерела через стабілізуюче трансформатор (СТС), акумуляторна батарея знаходиться в режимі заряду (QF3 включений), а інвертування (I) знаходиться в режимі холостого ходу (QF4 вимкнений). При аварії в ланцюгах основного джерела до виходу на режим резервного джерела електропостачання ШГЖ здійснюється інвертуванням (I) живленим акумуляторною батареєю GВ. Інвертування включається вимикачем QF4. В схемі має місце перерва в електропостачанні на час включення вимикача QF4.

На рис. 4,5, б представлена схема УГЖ, що забезпечує безперебійне електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ. В схемі передбачений резервний канал, утворений зв'язком розподільного пристрою і ШГЖ за допомогою стабілізатора напруги на базі трансформатора СТС. За наявності напруги на введенні основного джерела електроприймачі ШГЖ одержують електроенергію від РУ через СТС або від РУ через випрямляч (В)і інвертування (I). При паралельній роботі СТС і інвертування необхідно передбачити синхронізацію напруг інвертування і мережа.

На час переведення електропостачання з основного джерела, на резервний живлення електроприймачів ШГЖ здійснюється від акумуляторної батареї GВ, яка через діод VD підключена до інвертування I). Акумуляторна батарея GВ працює в режимі підпору (за наявності напруги на шинах РУ діод VD закритий), для чого напруга на виході випрямляча повинна перевищувати напругу акумуляторної батареї. Заряд акумуляторної батареї проводиться від окремого зарядного устрою (ЗУ) або від випрямляча В ланки постійного струму.

Підвищення надійності ШГЖ досягається застосуванням двох незалежних ліній живлення так, як це показано на рис. 4.5, в. Кожна з цих ліній в змозі забезпечити нормальну роботу всіх електроприймачів, підключених до ШГЖ, що дозволяє отримати 100 резервування.

Дня схеми (рис. 4.5, в) можливі два різні режими роботи:

-  ненавантажений резерв;

-  навантажений резерв.

В режимі ненавантаженого резерву одна з ліній живлення може бути знеструмлений (вимкнені вимикачі QF1, QF3 або QF2, QF4), або може працювати на холостому ходу (вимкнені вимикачі QF3 або QF4). При цьому досягається безперебійність електропостачання при аварії зовнішньої мережа і випрямляча. Проте аварія інвертування викликає при ненавантаженому резерві перерву електропостачання, що свідчить про більшу перевагу режиму навантаженого резерву. В схемі можливо забезпечити паралельну роботу обох інвертувань від одного випрямляча або від однієї акумуляторної батареї, вимкнувши для цього вимикач QF1 або QF3 і включивши вимикач QF5. Недоліком режиму навантаженого резерву є зниження коефіцієнта корисної дії EГЖ у зв'язку із зменшенням завантаження кожного інвертування до 50 %.

У разі, коли всі електроприймачі УГЖ є електроприймачами постійного струму, в УГЖ немає необхідності застосовувати ланку змінного струму, і схема УГЖ спрощується (рис. 4.6). На рис. 4.6, а представлена схема УГЖ постійного струму, яка майже повністю повторює в частині ланки постійного струму схему УГЖ на рис. 4.5, в. В даній схемі застосовані стабілізатори напруги CH1 і СН2, що здійснюють підтримку напруги на ШГЖ при зміні навантаження і зміні напруги на вході у випрямляч. На рис. 4.6, б представлена схема УГЖ постійного струму, що реалізовує модульний принцип побудови і що містить секційні розподільні устрої і ШГЖ. Тут показані модулі УГЖ M1 і М2, кожний з яких складається з двох випрямлячів BI, В4 або В2, ВЗ, двох акумуляторних батарей GВ1, GB4 або GB2, GB3 і одного стабілізатора напруги CH1 або СН2. Випрямлячі кожного модуля одержують електроенергію від різних секцій розподільного устрій (від РУ1 і РУ2). До кожної секції РУ приєднано по одному основному і одному резервному джерелу. Таке схемне рішення забезпечує роботу модуля від випрямляча навіть при аварії одного з основних джерел. Паралельна робота випрямлячів в модулі дозволяє підвищити якість напруги на ШГЖ при включенні могутніх електроприймачів.

На відміну від розглянутих раніше варіантів в схемі рис. 4.6, б секційні і ШГП. Так, кожний модуль підключений як до ШГЖ1, так і до ШГЖ2. Така організація струмоутворюючіх каналів забезпечує високу надійність електропостачання електроприймачів. Другою відмітною особливістю УГЖ (рис. 4.6, б) є наявність додаткового резервного джерела РДЗ, що є джерелом постійного струму і підключеного до третьої секції ШГЖ, а саме до ШГЖ3, має зв'язок з ШПЖ1. Від ШГЖ3 і РДЗ організовують електропостачання електроприймачів тоді, коли основні і резервні джерела ОД1, ОД2, РД1 і РД2 відключені і коли потрібно регламентувати із тих або інших причин енергоспоживання. Включення РДЗ здійснюється вимикачем (QF8, при цьому одночасно вимикається вимикач QF7, розриваючи зв'язок ШПЖ1 і ШГЖ3. Заряд акумуляторних батарей здійснюється від випрямлячів за наявності змінної напруги на РУ1, РУ2, Зв'язок випрямлячів і акумуляторних батарей в режимі показаний стрілками.

ШГЖ на статичних перетворювачах дозволяють забезпечити тривалу роботу випрямлячів і інвертувань без обслуговуючого персоналу. Їх перевагами також є відсутність вібрацій, низький рівень шумів, більш високий, ніж у установок з електромашинними перетворювачами і акумуляторними батареями, коефіцієнт корисної дії.

Разом з тим УГЖ на статичних перетворювачах властиві і недоліки, головні з яких:

-  низька якість вихідної напруги (для його підвищення необхідно ускладнювати установку, вводячи в її склад фільтри, що підвищує габарити і масу УГЖ);

-  великі вагогабаритні показники акумуляторних батарей;

-  труднощі, пов'язані з експлуатацією акумуляторних батарей;

-  великі спотворення, що вносяться в мережу живлення при роботі випрямляча.

У ряді випадків для зниження маси і габаритів УГЖ на статичних перетворювачах доцільно застосовувати проміжне високочастотне перетворення електричної енергії.

При зіставленні різних типів УГЖ зручно використовувати питомі техніко-економічні показники, що виявляють собою номінальні значення потужності, частоти живлячої напруги, часу перерви електропостачання і т.д. Так, наприклад, із збільшенням потужності в десять, раз, від 10 до 100 кВ·А, питома вартість знижується в 1,7÷2,2 разу, при подальшому зростанні потужності від 100 до 1000 кВ·А питома вартість. знижується в 1,25÷1,2 разу. Слід підкреслити, що тенденція витіснення обертається УГЖ статичними, характерна для 70-х років, змінюється тенденцією розширення упровадження обертається УГЖ. Це пояснюється не тільки їх більш низькою вартістю (вартість УГЖ із статичними перетворювачами в чотири рази більше, ніж обертається УГЖ). Це пов'язано і з низькою перевантажувальною здатністю УГЖ на статичних перетворювачах, а також і з тим, що потужність електроприймачів, що вимагають живлення від УГЖ, постійно збільшується, а УГЖ більшій одиничній потужності з електромеханічними перетворювачами по всіх показниках краще, ніж УГЖ такої ж потужності із статичними перетворювачами і акумуляторними батареями.

5. ОХОРОНА ПРАЦІ І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

5.1 Загальні питання охорони праці

Актуальність охорони праці. Охорона праці – це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів і засобів, направлених на збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці [13].

Для вдосконалення умов праці необхідно поліпшити якість контролю за дотриманням вимог діючих норм, стандартів, правил і інших документів по техніці безпеки, підлягаючих виконанню в процесі проектування, випуску, експлуатації, ремонту і демонтажу різних видів устаткування.

Характеристика виробничого середовища. При проектуванні СЕП льотно-повітряної служби були використаний персональний комп'ютер в учбовій лабораторії кафедри електротехнічних систем ХУПС, яка знаходитися на другому поверсі чотириповерхової цегляної будівлі, ЕЕ площа складає 4x5=20 м², висота 4,5м.

Питання охорони праці і навколишнього середовища розглядаються стосовно дослідника з використанням комп'ютера і позначеного приміщення, оскільки приміщення льотно-повітряної служби ідентично що розглядається по характеристиках охорони праці.

Лабораторія є приміщенням з підвищеною небезпекою поразки людини електричним струмом. По категорії пожежонебезпеки лабораторія відноситься до виробничої категорії В, оскільки в приміщенні знаходяться тверді негорючі матеріали. Ці матеріали по пожежонебезпеки відносяться до ІІ-IIа згідно ОНТП 24–86 [11]. По характеру навколишнього середовища, приміщення лабораторії відноситься до класу «нормальних», оскільки в ньому відсутні ознаки властиві приміщенням жарким, запорошеним і з хімічно активним середовищем. Небезпечні і шкідливі чинники характерні для даного виду виконуваних робіт приведені в табл. 5.1.

Таблиця 5.1 – Перелік шкідливих і небезпечних виробничих чинників

5.2 Промислова санітарія

Вимоги до мікроклімату робочої зони. Робота по дослідженню відноситься до категорії 1а, фізичні витрати – 120 ккал/год, але оскільки проектування є нервово-напруженою працею, то умови мікроклімату в приміщенні повинні відповідати оптимальним у відповідності з ГОСТ [16]. Нормовані параметри представлені в табл. 5.2

Таблиця 5.2 – Нормовані параметри мікроклімату

Для забезпечення комфортності використовується провітрювання і кондиціонування. Для забезпечення оптимальних параметрів мікроклімату в приміщенні передбачена система опалювання (загальне парове), система вентиляції (загальна приточування-витяжна штучна) згідно СНІП [15].

Освітлення лабораторії. Приміщення лабораторії має одностороннє природне освітлення через віконні отвори в зовнішніх стінах, орієнтованих на північний схід. Природне освітлення нормується коефіцієнтом природного освітлення (КПО) по СНІП [14]. Нормовані значення КПО для будівель розташованих в IV поясі світлового клімату  визначається по формулі

 (5.1)

де  = 1,5%– для III світлового пояса;

m = 0,9– коефіцієнт світлового клімату;

с = 1– коефіцієнт сонячності.

Підставивши ці значення у вираз (6.1) отримаємо = 1,35%.

В темний час доби використовується штучне освітлення, згідно [12]. Система освітлення виконана у вигляді переривистих ліній світильників, розташованих в стороні від робочого місця паралельно лінії зору. Джерело світла при штучному освітленні – люмінесцентні лампи типу ЛБ-40. Рівень освітленості в робочій зоні 300-500 лк. Тип світильника ПВХ1-2´40.

Проведемо розрахунок штучного освітлення в лабораторії, які знаходяться на 1-у поверсі 3-х поверхової цегляної будівлі. ЕЕ площа складає 4x5=20 м2, а висота 4,5м. Результати розрахунків зведені в табл. 5.3, а схема розташування світильників в лабораторії зображена на рис. 5.1.

Рисунок 5.1 – Схема розташування світильників в лабораторії

Таблиця 5.3 – Розрахунок штучного освітлення

Шум і вібрації. В приміщенні лабораторії рівень звукового тиску, рівень звуку і еквівалентні рівні звуку на робочих місцях відповідають вимогам [12]. Рівень шуму і рівень вібрації в лабораторії не перевищують норми.

Вимоги до рівня електромагнітних випромінювань. В табл. 5.4 приведені рівні іонізації повітря приміщень ДНАОП

Таблиця 6.4 – Нормовані рівні іонізації повітря

5.3 Техніка електробезпеки

Електроживлення системи лабораторії здійснюється трифазним змінним струмом напругою 220 В і частотою 50 Гц. Електробезпека електричних приладів забезпечується комплексом конструктивних, схемно-конструктивних і експлуатаційних засобів і способів захисту.

Конструктивні заходи електробезпеки запобігають можливим доторкання людини до струмопровідних частин. Всі вимірювальні пристрої виконані в захисних корпусах. Відкриття кришок корпусів слід робити тільки після відключення приладу від мережі живлення. Відповідно ПУЕ–87 [11] ступінь захисту оболонок і корпусів апаратури прийнятий не нижче ІР–44, де перший знак 4 – захист від твердих тіл розміром більше 1 мм, другий – захист від бризок.

Схемно-конструктивні заходи знижують небезпеку дотику людини до струмопровідних частин електричних пристроїв при пробої ізоляції і виникненні електричного потенціалу на них. В даному випадку відповідно [12] ефективною схемно-конструктивною мірою захисту є занулення. Принципова схема занулення в мережа однофазного струму до 1000 В представлена на рис. 5.2.

Принцип дії занулення: перетворення замикання на корпус в однофазне коротке замикання (КЗ) (замикання між фазним і нульовим захисним дротами з метою викликати великий струм, здатний забезпечити спрацьовування захисту, що відключає пошкоджену електроустановку від мережа). Чим більше струм однофазного КЗ , тим швидше і надійніше відбудеться відключення пошкодженого споживача.

Існує три важливі елементи занулення. Нульовий захисний дріт, який забезпечує необхідний для відключення установки струм КЗ шляхом створення для цього струму коло з маленьким опором. Для цього підбирається нульовий захисний дріт з відповідною провідністю, що становить не менше 50 % від повної провідності фазного дроту. Заземлення нейтралі обмоток джерела струму, що живить мережу, необхідне для зниження напруги корпусів, що занулюються (нульового захисного дроту) щодо землі до безпечного значення при замиканні фази на землю. Повторне заземлення нульового захисного дроту знижує напругу щодо землі занулюючих корпусів в період замикання фази на корпус і справній схемі занулення, і у разі обриву нульового захисного дроту.

Рисунок 5.2 – Принципова схема занулення в однофазній мережа до 1000 В: 1– корпус електроустановки; 2– апарат захисту від струмів КЗ; Ф, НР, НЗ – фазний, нульовий робочий, нульовий захисний дріт відповідно;  – опір заземлення нейтрали обмотки джерела струму;  – опір повторного заземлення нульового захисного дроту;  – струм КЗ; ,  – частини струму КЗ, що протікають через НЗ і через землю відповідно

Мета розрахунку занулення: визначити умови, при яких надійно виконуються покладені на нього задачі – швидке відключення пошкодженої установки від мережа і забезпечення безпеки дотику людини до занулюючих частин устаткування в аварійний період. Тому занулення повинне розраховуватися на відключаючу здатність і безпеку дотику при замиканні фази на землю (розрахунок заземлення нейтралі), і при замиканні на корпус.

Проведемо розрахунок повторного заземлення нульового захисного дроту.

Найбільший допустимий опір заземлюючего пристрою для джерел однофазного струму, згідно ПУЕ [11] R_ДОП =10 Ом.

Розраховуємо необхідний опір штучного заземлювача R_И. При використовуванні природних заземлювачей R_И, Ом, визначається по (5.2):

 (5.2)

де: – опір розтіканню струму природних заземлювачів, Ом;

RДОП– розрахунковий нормований опір ЗУ, Ом.

Оскільки природні заземлювачі відсутні, то RИ=RДОП=10 Ом.

Визначаємо розрахунковий питомий опір землі , Ом·м по (5.3)

 (5.3)

де  – питомий опір землі (=70 Ом·м);

 – коефіцієнт сезонності, що враховує промерзання або висихання грунту, по ПУЕ [11],  =1,1 ( оскільки IV кліматична зона).

=70·1,1=77 Ом·м.

Обчислюємо опір розтіканню струму одиночного вертикального заземлювача Rв, Ом. Формула вибирається залежно від типу, геометричних розмірів і умов залягання. У разі стрижньового круглого перетину (трубчастого) заземлювача, занапащеного в землю (рис. 5.3), формула має вигляд:

 (5.4)

де  розрахунковий питомий опір ґрунту, Ом·м; довжина вертикального стрижня, м; діаметр перетину, м; відстань від поверхні ґрунту до середини довжини вертикального стрижня, м.

Рисунок 5.3 – Стрижньовий заземлювач круглого перетину, заглиблений в землю

Задавшися t₀=0,8, визначимо t по формулі

t=t₀+l_в/2=0,8+5/2=3,3 м(5.5)

Розрахувавши опір розтіканню струму одиночного вертикального заземлювача Rв по формулі (5.4) отримаємо Rв=17,15 Ом.

Розрахуємо мінімальну кількість вертикальних стрижнів

. (5.6)

Отримане  округлятимемо до довідкового значення =2 і розрахуємо конфігурацію групового заземлювача довжину горизонтальної смуги в ряд , м

 (5.7)

де а – відстань між вертикальними стрижнями, м, визначається

 (5.8)

де коефіцієнт кратності, рівний 1, 2, 3.;

довжина вертикального стрижня, м;

кількість вертикальних стрижнів.

Виберемо коефіцієнт кратності, рівний 1, при цьому а =l_в=5 м. Довжина горизонтальної смуги (стрижні розташовані вряд) =5,25 м.

Оскільки використовується 2 стрижні, то розташуємо їх вряд уздовж будь-якої стіни.

Обчислимо опір розтіканню струму горизонтального стрижня , Ом. Для горизонтального смугового заземлювача (рис. 5.4) розрахунок здійснимий по формулі:

 (5.9)

де розрахунковий питомий опір грунту (77 Ом·м);

довжина горизонтальної смуги (5,25 м);

ширина смуги (6·10-3 м);

відстань від поверхні грунту до середини ширини горизонтальної смуги (0,8 м).

Рисунок 5.4 – Горизонтальний смуговий заземлювач

Підставивши прийняті значення у формулу (5.9) отримаємо Rг=21,82 Ом.

Виберемо коефіцієнти використовування вертикальних стрижнів =0,85 і горизонтальної смуги =0,85 (з обліком =2 =5 =5 м) ПУЕ. Еквівалентний опір розтіканню струму групового заземлювача Rгр, Ом, розрахуємо по формулі:

 (5.10)

R_гр=17,15·21,82/(17,15·0,85+21,82·0,85·2)=7,24 Ом.

Перевірка. Отриманий опір розтіканню струму групового заземлювача не повинен перевищувати необхідний опір, розрахований раніше .  задовольняє умові (7,24410), а значить розрахунок виконаний вірно.

Висновок: визначені основні, конструктивні параметри заземлення, при яких опір розтіканню струму вибраного групового заземлювача не перевершує нормативного значення.

5.4 Техніка пожежонебезпеки

Причини пожежі бувають неелектричного і електричного характеру.

До причин неелектричного характеру відносяться: помилковий пристрій і експлуатація опалювальних систем, несправність оснащення і порушення технологічних процесів, необережне відношення з вогнем, помилковий пристрій і несправність вентиляційних систем, самозагорання речовин.

До причин електричного характеру відносяться: короткі замикання, перевантаження, великі перехідні опори, іскріння і електричні дуги, статична електрика, розряди атмосферної електрики.

Пожежонебезпечність (ПБ) об'єкту повинна забезпечуватися системами: запобігання пожежі, протипожежного захисту і організаційно-технічними заходами. Запобігання пожежі повинне досягатися: запобіганням утворення пального середовища і в горючому середовищі джерел запалення.

Організаційно-технічні заходи включають організацію пожежної охорони, паспортизацію речовин, матеріалів, виробів, технологічних процесів і об'єктів в частини забезпечення ПБ, організацію навчання службовців правилам ПБ, розробку і реалізацію норм, правил і інструкцій про порядок роботи з пожежонебезпечними речовинами матеріалами, про дотримання протипожежного режиму і про дії людей при виникненні пожежі. Розробку заходів щодо дій адміністрації, службовців на випадок виникнення пожежі і організації евакуації людей, виготовлення і застосування засобів наочної агітації по забезпеченню ПБ.

Сигналізація представлена у вигляді датчиків з біметалічною пластиною, сполучених в єдиний ланцюг і працюючих за принципом розмикання ланцюга.

В приміщенні є один вогнегасник СО₂ переносної типу ОУ–5, забезпечений гнучким шлангом і індивідуальний сталевий балон, наповнений рідкісним двоокисом вуглецю, що є. Принцип його роботи заснований на виході двоокису вуглецю з балончика, що знаходиться під тиском.

5.5 Захист навколишнього середовища

Унаслідок не використовування шкідливих речовин, речовин, що представляють небезпеку для людини і навколишнього середовища, то питання захисту навколишнього середовища не розглядаються в даному розділі.

Висновки. Дотримання санітарно-гігієнічних норм, захисних заходів, використовування безпечного устаткування, уміння правильно ним користуватися забезпечує безпечні умови праці. В результаті виконання розділу були враховані всі шкідливі і небезпечні чинники і вжиті відповідних заходів для їх виключення, також було розраховане штучне освітлення робочого приміщення, враховані заходи протипожежної безпеки. Для захисту працюючих від небезпеки поразки електричним струмом передбачене занулення. Був проведений розрахунок повторного занулення нульового захисного дроту.

6. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТОВУВАННЯ

В даній роботі ставиться мета проектування СЕП льотно-повітряної служби.

6.1 Розрахунок вартості науково-дослідної роботи

Собівартість є виражені в грошовій формі поточними витратами підприємства, науково-технічних інститутів на виробництво і реалізацію продукції. В ході виробничо-господарської діяльності ці витрати повинні відшкодовуватися за рахунок виручки від продажу.

Використовування показників собівартості в практиці, у всіх випадках вимагає забезпечення одноманітності витрат, що враховуються в ЕЕ складі. Для забезпечення такої одноманітності конкретний склад витрат, відношуваних на собівартість, регламентується типовим положенням по планування, обліку і калькуляції собівартості продукції (ухвала КМ від 26.07.02 р.).

Метою обліку собівартості продукції є повне і достовірне визначення фактичних витрат, пов'язаних з розробкою, виробництвом і збутом продукції.

Витрати, що включаються в собівартість продукції (робіт, послуг) групуються по наступних елементах: матеріальні витрати, витрати на оплату праці, відрахування на соціальні заходи і інші витрати.

Витрати на оплату праці. До елемента відносяться основна і додаткова заробітна платня персоналу, зайнятого на виконанні даної теми: науковці, науково-технічний, науково-допоміжний персонал. Витрати на основну заробітну платню приймаються, як 20% від посадового окладу Д_окл. Розрахунок основної заробітної платні представлений в табл. 6.1.

Таблиця 6.1 – Розрахунок витрат на основну заробітну платню

Додаткова заробітна платня. Вона включає доплати, надбавки, гарантійні і компенсаційні виплати, передбачені законодавством.

Додаткову заробітну платню Здоп, грн. приймаємо 10 % від Зосн:

З_доп=З_осн ·0,1=1120,00·0,1=112грн.(6.1)

6.1.3 Відрахування на соціальні заходи. До елемента «Відрахування на соціальні заходи» відносяться:

а) відрахування на державне (обов'язкове) соціальне страхування, включаючи відрахування на обов'язкове медичне страхування – 2,5% від (З_осн+З_доп):

З_с.стр=(З_осн+З_доп)·0,025=(1120,0+112,0)·0,025=30,8 грн;(6.2)

б) відрахування на державне (обов'язкове) пенсійне страхування (до Пенсійного фонду)– 32 % від (З_осн+З_доп):

З_пстр=(З_осн+З_доп)·0,32=(1120,0+112,0)·0,32=394,24 грн;

в) відрахування до Фонду сприяння зайнятості населення – 2,5 % від (З_осн+З_доп):

З_зн=(З_осн+З_доп)·0,025=(1120,0+112,0)·0,025=30,8 грн;(6.3)

г) відрахування по травматизму– 0,85% від (Зосн+Здоп):

З_тр=(З_осн+З_доп)·0,0085=(1120,0+112,0)·0,0085=10,47 грн.(6.4)

Відрахування на соціальні заходи складають 37,85% від Відрахування на соціальні заходи складають 37,85% від (З_осн+З_доп):

З_отчисл = (З_осн +З_доп)·0,3785=(1120,0+112,0)·0,3785=466,31 грн.(6.5)

Витрати на машинний час. Витрати на машинний час З_м.вр. розраховуються по формулі:

З_м.вр.=К_р.мес· К_р.дн ·К_р.ч.д З_м.ч.,_.(6.6)

де К_р.мес– кількість робочих місяців за ПК;

К_р.дн– кількість робочих днів в ммісяці;

К_р.ч.д– кількість робочого годинника в день за ПК;

З_м.ч – додаткова оплата за машинну годину, грн.

Використовуючи формулу (6.6) розрахуємо витрати на машинний час:

З_м.вр.=2·23·2·5,0=460,0 грн.

Невигідні витрати. До елемента «Невигідні витрати» відносяться витрати на амортизацію устаткування (ПЕВМ), адміністративні витрати, платня за оренду, витрати на паливо, електроенергію і охорону праці. В даній роботі невигідні витрати Р_накл в гривнах приймемо рівними 50% від основної заробітної платні:

Р_накл.=З_осн·0,5=1120,0·0,5=560,0 грн.(6.7)

6.2 Калькуляція собівартості

За результатами проведених розрахунків складаємо калькуляцію собівартості, яка представлена в табл. 6.2.

Таблиця 6.2 – Калькуляція собівартості науково-дослідної роботи

6.3 Складання, оптимізація і розрахунок параметрів мережного графіка

Мережний графік складається як об'єм робіт, виконуваний для розробки комплексу програм. Для скорочення терміну розробки можуть притягуватися додаткові виконавці, окрім належного складу виконавців. В цілях визначення тривалості виконуваних робіт слід використовувати типові нормативи, питомі співвідношення окремих етапів і розділів робіт в загальній трудомісткості певної стадії розробки. Визначати раніше і пізній початок робіт можна здійснити залежно від термінів настання подій.

Оптимізацію первинного мережного графіка необхідно виконати шляхом використовування вільних резервів часу по роботах некритичної зони для скорочення однотипних робіт, що лежать на критичному шляху.

Мережний графік НДР розробляють, виходячи з програми і змісту дослідження з урахуванням вимог ГОСТ 15. 101-20 і ОСТ35.126 на склад робіт по стадіях і етапах НДР. Перелік робіт мережного графіка і визначення їх тривалості приведений в табл. 6.3.

Визначимо тривалість розробки в норма годиннику:

Т_общ= 3 міс·23 дн·8 год=552 год.

Трудовитрати дані в зарплаті на НДР. Знаючи середньомісячну зарплату, можна визначити об'єм роботи в чіл.-мес. Чисельність виконавців необхідно встановлювати, виходячи з конкретних умов виконання НДР, щоб забезпечити раціональне завантаження виконавців в прийнятну тривалість виконання робіт.

Тривалість виконання робіт визначається по наступній формулі:

 (6.8)

де  - об'їм роботи;

Ч - кількість виконавців на етапі, чіл;

 - коефіцієнт перекладу робочих днів в календарні (=0,71);

 - коефіцієнт виконання норм часу.

Таблиця 6.3 – Перелік робіт мережного графіка

Ранній початок i-той роботи:

. (6.9)

Раннє закінчення i-той роботи:

. (6.10)

Пізніше початок i-той роботи:

. (6.11)

Пізнє закінчення i-той роботи:

. (6.12)

Резерви часу:

 (6.13)

. (6.14)

Розраховані значення приведені в табл. 6.4.

Таблиця 6.4 – Параметри мережного графіка

6.4 Економічна ефективність НДР

Особливістю проведення економічної ефективності (ЕЕ) НДР є їх прогнозний характер і наявність невизначеності в області застосування і об'ємах використовування цих результатів, в рівні витрат на виробництво, в оцінці впливу характеристик приладів на характеристики складніших систем.

Визначення ЕЕ НДР базується на загальних методах розрахунку порівняльної економічної ефективності нової техніки.

Кількісне визначення ЕЕ НДР можливо, якщо є база для порівняння, відома область і об'єм промислового використовування результатів НДР. Проте специфіка розрахунку ЕЕ НДР полягає в тому, що результатів НДР самостійного значення не мають, а дають ЕЕ в народному господарстві тільки будучи опосередкованими через довгий ланцюжок стадій технічного прогресу. Тому ЕЕ оцінюється по пайовій участі від ЕЕ нової техніки в цілому, згідно по формулі:

 (6.15)

де  – частина річного ефекту, що доводиться на i–ю організацію або етап;

Е – загальний річний економічний ефект від створення і упровадження нової техніки або нового місця робіт;

 – коефіцієнт пайової участі i-й організації або i-го етапу робіт;

 (6.16)

де  – витрати на заробітну платню i-го етапу робіт;

 – коефіцієнт значущості i-го етапу;

m – число організацій або етапів.

В діючих методичних положеннях про порядок освіти, розподіл і використовування технічного прогресу рекомендується відносити на організації, виконуючі НДР і досвідчено-конструктивні роботи, від 30% до 50% економічного ефекту; на технологічні роботи від 20% до 30%; на освоєння і організацію виробництва нової техніки – від 25% до 40%.

ЕЕ деяких пошукових і прикладних НДР розрахувати не вдається. В тому разі приводять якісний опис соціальної ЕЕ НДР.

Суть методики полягає в тому, що на основі оцінок роботи визначається коефіцієнт науково технічного ефекту НІОКР:

 (6.17)

де – ваговий коефіцієнт i-го ознаки науково-технічного ефекту;

– кількісна оцінка i-го ознаки науково-технічного ефекту.

Таблиця 6.5 – Коефіцієнт вагомості ознак

Кількісна оцінка рівня новизни визначається по табл. 6.6, теоретичний рівень отриманих результатів на основі експертних оцінок з урахуванням даних табл. 6.7, можливість реалізації наукових результатів на основі значень балів табл. 6.8.

Таблиця 6.6 – Класифікація ознак наукової новизни

Таблиця 6.7 – Класифікація ознак теоретичного рівня

Таблиця 6.8 – Класифікатор часу реалізації

Таблиця 6.9 – Масштаби реалізації

Підставивши вибрані значення з приведених таблиць у формулу (6.17) розрахуємо узагальнений показник науково-технічного ефекту:

Н_Т= 0,6·7+0,4·6+0,2·10=8,6.(6.17)

Оскільки максимальне значення узагальненого показника науково-технічного ефекту - 12 балів, то отримаємо в процентному відношенні розрахований результат економічної ефективності НДР

Н_Т =(8.6×100)/12=72 %. (6.18)

Таблиця 6.10 – Техніко-економічні показники

Висновки: проведене дослідження проектування СЕП льотно-повітряної служби доцільно, оскільки економічна ефективність складає 72%. Ця робота є одноразовим замовленням і передається замовнику в одному екземплярі за ціною 4776,94 грн. з урахуванням ПДВ. Прибуток складає 796,16 грн.

ВИСНОВКИ

В дипломному проекті проводилось проектування системи електропостачання авіаційного заводу з розробкою системи електропостачання для льотно-повітряної служби.

В ході проведеної роботи були розглянуті такі питання:

-  загальні відомості про електричні системи та мережі;

-  призначення, види та класифікація електричних мереж;

-  вимоги до електричних мереж і види їх розрахунків;

-  основні принципи побудови схем електропостачання промислових підприємств;

-  визначення основних характеристик системи електропостачання авіаційного заводу;

-  організація побудови систем електропостачання;

-  системи електропостачання з установками гарантованого живлення;

-  охорона праці;

-  розрахунок технико-экономических показників проекту.

В проекті проведений детальний аналіз всіх відомих установок гарантованого живлення з визначенням їх переваг та недоліків. Проведено вибір відповідної установки гарантованого живлення для проектованої системи електропостачання.

Теоретична значимість досліджень полягає у подальшому розвитку науки і техніки в галузі проектування та побудови систем електропостачання промислових підприємств.

Практична значимість досліджень полягає в тому, що отримані результати роботи можуть бути використані, як в галузі електропромисловості, так і в навчальному процесі для фахівців електротехнічних спеціальностей. А також отримані результати дозволяють визначити вимоги з до проектованих систем електропостачання категорії 1 і 1А, та чинники, що впливають на роботу електрообладнання проектованих систем.

Результати роботи доцільно використовувати при проектуванні як внутрішніх систем електропостачання, так і загальних систем електропостачання промислових підприємств.

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1.  Толубко В.Б., Кононов Б.Т., Самойленко Б.Ф., Григоров М.І. Електропостачання і електрообладнання військових об'єктів. – Х.: Міністерство оборони, 1998. Підручник, Ч. 1. – 348 с.

2.  Толубко В.Б., Кононов Б.Т., Самойленко Б.Ф., Григоров М.І. Електропостачання і електрообладнання військових об'єктів. – Х.: Міністерство оборони, 1999. Підручник, Ч. 2. – 372 с.

3.  Морозов В.П., Артюх С.Ф., Пустоваров В.Е., Комаров М.В. Нетрадиційні джерела енергії. – Х.: ХВУ, 2004. – 254 с.

4.  Колодеев Д.И. Электроснабжение часть 1. Источники электрической энергии. Электрические сети.- МО СССР, 1977. – 324 с.

5.  Електричні мережі енергетичних систем. Підручник./За ред. В.А. Боровікова/.- 234 с.

6.  Основы теории эксплуатации систем электроснабжения. Уч.пос., Б.О. Крамаренко. ХВВКИУРВ, 1984.- 186 с.

7.  Электроснабжение ч.1, 2 Учебник. Под редакцией Кононова Б.Т. и Шапошникова В.И., МО СССР, 1987.

8.  Электроснабжение высших звеньев управления. Учебник. Под редакцией Толубко В.Б. Х., ХВУ, 1996.- 312с.

9.  Системы автономного электроснабжения Б.Ф. Самойленко и др. / МО СССР., 1990. - 318 с.

10.  Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учеб. для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с.

11.  ПУЕ – 87. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987.- 648 с

12.  . ГОСТ 12.1.003-89. ССБТ. Опасные вредные производственные факторы. – Введ. 1990.

13.  Закон Украины об Охране Труда от 25.11.92г.

14.  СНиП 2.04.05-96 Строительные нормы и правила. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. – М.: Стройиздат, 1996.

15.  СНиП 11-4-79 Строительные нормы и правила. Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1982.

16.  ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. – Введ.1988.

ДОДАТОК А

Вихідні дані до розрахунку системи електропостачання авіаційного заводу

Таблиця А.1 – Склад об’єктів авіаційного заводу і категорія надійності їх електроприймачів

Таблиця А.2 – Установлена потужність об’єктів

Таблиця А.3 – Коефіцієнти попиту об’єктів

Таблиця А.4 – Коефіцієнти потужності об’єктів

Таблиця А.5 – Спосіб виконання загального освітлення об’єктів

Примітки:

1 – лампи розжарювання ();

2 – люмінесцентні лампи (ЛЛ) низького тиску ();

3 – дугові ртутні лампи (ДРЛ) високого тиску ().

Таблиця А.6 – Дані електродвигунів компресорної станції

Таблиця А.7 – Тривалість перевантаження трансформатора головної понижувальної підстанції в післяаварійному режимі та відношення літнього розрахункового навантаження до зимового

Примітка. Температуру повітря прийнято: зимову – 10 ْС, літню - +20 ْС.

Таблиця А.8 – Напруга джерела живлення, номінальна напруга електричної мережі внутрішнього електропостачання, схема приєднання головної понижувальної підстанції, величина початкового струму трифазного короткого замикання від системи на стороні високої напруги підстанції, напруга системи в максимальному режимі, кількість годин використання максимуму навантаження за рік.

ДОДАТОК Б

Вибір комутаційної апаратури

Таблиця Б.1 – Розрахункові та каталожні дані вимикача

Таблиця Б.2 – Розрахункові та каталожні дані високовольтного вимикача