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 Українитісно пов'язаний з розвитком систем електропостачання, за допомогою якихзабезпечуються нормальна життєдіяльність людей, які користуються послугамильотного транспорту і виконання обслуговуючим персоналом поставлених перед нимизадач. Особлива роль відводиться системам автономного електропостачання.
Системи автономного електропостачання (САЕ) в загальному випадку призначені для отримання, виробництва,перетворення і розподілу електроенергії між електроприймачами. Широкевикористання в електроприймачах нових елементів і пристроїв, що виконуютьвідповідальні задачі, значна їх концентрація вимагають різкого підвищеннянадійності і безперебійності електроживлення споживачів електричною енергієюпідвищеної якості. Отже, основними елементами САЕ повинні бути установкигарантованого живлення (УГЖ) як змінного, так і постійного струму. Тому вданому дипломному проекті основну увагу надається установкам гарантованогоживлення і їх елементам (різноманітним перетворювачам електричної енергії,стабілізаторам напруги і автономним джерелам електричної енергії).
За довгі роки наші вчені, інженери і робітники створилипередову електротехнічну промисловість, що випускає перетворювачі електричноїенергії, стабілізатори напруги і автономні джерела струму (акумуляторні батареї),які не тільки не поступаються кращим зарубіжним зразкам, але і у багатьохвипадках перевищуючі їх.
Перші керовані випрямлячі на тиратронах з'явилися в 1933році. В 1940 році розроблені германієві і кремнієві вентилі, на основі якихбудувалися і в цей час будуються перетворювачі електричної енергії. В 50-хроках, після винаходу транзисторів, розвернулися роботи із створення на їхоснові статичних перетворювачів електричної енергії різного призначення.
Новий могутній стрибок в силовій напівпровідниковій техніцівикликаний появою в 60-х роках напівпровідникових керованихвентилів-тиристорів. На їх базі створені могутні керовані випрямлячі іінвертори.
Вдосконалення і практичне застосування перетворювачів істабілізаторів електричної енергії і хімічних джерел струму пов'язано зроботами 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 перетворювальноїтехніки і хімічних джерел струму для подальшого вдосконаленняльотно-транспортної техніки і СЕП, які забезпечують їх електроенергією, а такождля розвитку народного господарства, актуальними є задачі розвиткувисокоавтоматизованих електродвигунів, акумуляторних батарей, безконтактноїнизьковольтної і високовольтної апаратури, силових напівпровідникових приладіві модулів. А також створення нових і удосконалення вже існуючих СЕП звисокоефективними УГЖ. Адже такі споживачі електричної енергії дуже вимогливіяк до її якості, так і до її безперебійності постачання електричної енергії.Тому, далі в цій роботі знайшли своє відображення всі вище перераховані аспектирозгляданої проблема.

1.ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРОЕЛЕКТРИЧНІ СИСТЕМИ ТА МЕРЕЖІ
По техніко-економічних міркуваннях всіелектростанції, розташовані в одному або в декількох сусідніх економічнихрайонах, зв'язуються за допомогою електричних ліній різних напруг і підстанційдля паралельної роботи на загальне навантаження.
Сукупність електростанцій, лінійелектропередачі, підстанцій і теплових мереж, зв'язаних в одне ціле спільністюрежиму і безперервністю процесу виробництва і розподілу електричної і тепловоїенергії, називається енергетичною системою (енергосистемою)[1].
Частина енергетичної системи, щоскладається з генераторів, розподільних пристроїв, підстанцій, лінійелектропередачі різних напруг і електроприймачів, називається електричноюсистемою. У електричну систему не входять первинні двигуни і теплові мережі зїх живленням.
Окремі електричні системи з'єднуютьсяміж собою лініями передачі високої напруги, внаслідок чого утворюється єдинависоковольтна мережа крупного району країни — частина єдиноїелектроенергетичної системи (ЕЕС) всієї країни.
Передача великих кількостей електричноїенергії на значні відстані можлива і економічно доцільна тільки по лініяхпередачі високої напруги. З цією метою електрична енергія, що виробляєтьсягенераторами, перетвориться в енергію високої напруги за допомогоютрансформаторів, що встановлюються безпосередньо на електростанціях.
Підстанції, на яких проводиться цятрансформація, називаються трансформаторними підстанціями, що підвищують.
Приймальні ж підстанції, щоперетворюють електричну енергію з напруги, при якій вона передавалася по лініяхпередачі, до напруги приєднаної до підстанції розподільної мережі, називаютьсязнижуючими трансформаторними підстанціями.
Підстанції, призначені для прийому ірозподілу електроенергії на одній напрузі, без перетворення і трансформації її,називаються розподільними пунктами (РП).
Розподільні пристрої генераторноїнапруги електростанцій і знижуючих підстанцій з регулюванням вторинної напругипід навантаженням, до яких приєднані розподільні мережі даного району,називаються центрами живлення (ЦЖ).
1.1Призначення, види та класифікація електричних мереж
Електрична лінія (лініяелектропередачі, ЛЕП|) – електроустановка, щоє 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 наодній 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 дляпередачі 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 передачіелектричної енергії від джерел до розподільних пунктів великих груп споживачів;
- розподільні електричні мережі – для розподілуелектричної енергії по споживачах;
- місцеві електричні мережі з напругою до 35 кВзавдовжки 15-30 км і більш;
- районні електричні мережі з напругою 110 кВ і вище. До них відносяться одиночні протяжні ЛЕПнапругою 35 кВ;
- ЛЕП міжсистемні з напругою 220 кВ – 750 кВ і вище,призначенні для зв'язку окремих електричних систем.
По роду струму:
-  електричні мережіпостійного струму;
-  електричні мережізмінного струму.
По числу дротів:
- двухдротяні;
- трьох дротяні;
- четирйохдротяні;
- п'ятидротяні.
По структурі схем з'єднання (рис. 1.2):
- магістральні розімкнені мережі, що складаються зодиночних ліній, кожна з яких живить декілька навантажень;
- магістральні з відгалуженням;
- радіальні розімкнені мережі, що складаються зліній, кожна з яких живить окреме навантаження або окрему групу близькорозташованих споживачів;

/>

Рисунок 1.2 — Класифікація електричних мереж по структурі схем з'єднання
Крім того, бувають електричні мережі магістральні замкнуті, радіальнізамкнуті, 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 за220кВ).
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 їїдокорінного переобладнання.
Вимоги надійності електропостачання забезпечуються виборомсхеми мережі надійністю окремих елементів мережі та її виконання в цілому.
Забезпечення високої якості електроенергії полягає впідтриманні у споживачів частоти і напруги в заданих границях. Для електричноїмережі ця вимога зводиться до забезпечення споживачів електроенергією призаданій якості напруги за рівнем і формою кривої.
Зручність і безпека при експлуатації забезпечуєтьсядодержанням всіх норм проектування електричних мереж зазначених в „Правилахобладнання електроустановок”, будівельних нормах та інших провіднихдокументах.
Економічність еклектичної мережі забезпечується тим що впроцесі проектування робиться глибокий техніко-економічний аналіз всі рішень,що приймаються. Його мета – забезпечити мінімум втрат при умові виконання вимогз надійності та якості електроенергії, інших вимог, що стоять переделектричними мережами. Особливу увагу звертають на вибір номінальних напругсхемних рішень і на застосування найновіших досягнень в розвитку науки ітехніки, нових засобів експлуатації, а також найповніше використання досягненьв області автоматизації.
Вимога забезпечення подальшого розвитку електричних мережбез докорінного переобладнання досягається проектуванням мереж з врахуванням їхрозвитку та перспективного навантаження.
Всі перелічені вимоги до електричних мереж щодоекономічності. Будь-яке посилення, наприклад, надійності або якостіелектроенергії вимагає збільшення витрат. Тому вимоги до тієї чи іншої мережівисуваються різні в залежності від характеру і категорії споживачів, щоодержують електроенергію від даної мережі.
Для забезпечення викладених вимог до електричних мереж приїх проектуванні мають бути виконані такі види техніко-економічних розрахунків.
1. Економічні розрахунки.Завданням розрахунків є вибір номінальної напруги мережі та перерізупровідникового матеріалу, способів і засобів регулювання напруги, вибіркількості джерел нормального і резервного живлення, визначення схемиелектропостачання, втрат електроенергії та способів їх зменшення при умовіоптимального співвідношення первісних втрат та обладнання мережі та мережнихспоруджень експлуатаційних втрат.
2. Розрахунок з умов забезпечення допустимих втраті відхилень напруги.Задачеюрозрахунку є забезпечення споживачів електроенергією потрібної якості занапругою при мінімальних розрахункових витратах. В процесі розрахунківвизначення втрати та відхилення напруги в даній мережі або, навпаки,визначаються перерізи проводів засобів регулювання напруги та інші параметрипроектованої мережі при яких втрати та відхилення напруги мереж не будутьперевищувати допустимих значень.
3. Додаткові розрахунку.Завданням додаткових розрахунків є перевіркавибраних перерізів проводів і кабелів на тепловий вплив струмів короткогозамикання; перевірка стійкості паралельної роботи електростанцій зв’язаних міжсобою лініями електричних мереж; перевірка мереж і систем на можливістьвиникнення в них перенапружень.
При передачі електричної енергії по проводам на відстаньелектромагнітне поле розподілене по всій довжині лінії. Процес перетворенняелектроенергії в тепло також відбувається протягом всієї лінії.
 
1.3 Схемизаміщення і параметри ліній місцевих електричних мереж
До місцевих мереж відносяться мережіпорівняно невеликого радіусу дії (15 — 30 км), напругою до 35 кВ включно.
Явища, що відбуваються в електричних мережах мережах (ЕМ) при передачі електричноїенергії (ЕЕ), багато в чому пояснюють їх схеми заміщення. Основні електричніпараметри ЛЕП: активний і індуктивний опір, активна і реактивна провідність, рівномірно розподілені по всій довжині лінії. Проте точне врахуваннятаких опорів і провідності необхідний лише при розрахунку дуже довгих ліній.
При розрахунках місцевих мереж йдуть нанаступні спрощення:
а) параметри ЛЕП вважають такими, якізнаходяться в окремих крапках;
б) провідністю лінії нехтують взагалі,оскільки при обмежених довжинах місцевих мереж і порівняно невисоких напругахїї вплив на результати розрахунків малий;
в) опорів і провідності трансформаторівне враховують, оскільки вважають, що втрати напруги вже відбиті величинамидопустимих значень втрат напруги в мережі, що задаються;
г) в деяких випадках, наприклад при розрахунках кабельних мереж з малимперетином кабелів, нехтують їх індуктивним опором, оскільки він малий впорівнянні з активним опором;
д) розрахунок ведеться для однієї фази, вважаючи напруги і струми фазсиметричними.
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 йогочастини до поверхні. В результаті струм в центральній частині дроту менше, ніжна поверхні, перетин дроту використовується не повністю, і опір дроту зростає впорівнянні з омічним.
/>

Рисунок 1.3 — Послідовна схема заміщення електричної мережі
Поверхневий ефект особливо різко виявляється при струмах високоїчастоти, а також в сталевих дротах, у яких магнітний потік усередині дротузначно більше завдяки високій магнітній проникності стали.
Для ліній, виконаних дротами з кольорового металу, явище поверхневогоефекту при промислових частотах незначне; тому в практичних розрахунках активніопоридля цих дротів звичайно приймають рівними їх омічним опорам.
ХЛ| і RЛвизначають через питомі параметри на кілометрдовжини ЛЕП|.
 
RЛ = R0· ℓ, (1.1)
ХЛ = 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 кольоровихметалів приведені у табл. 1.1.

Таблиця 1.1 — Показникипитомої провідності та питомого опору дроту
ρ, Ом·мм2/км
γ, м/Ом·мм2 Дріт мідний 18,8 53 Дріт алюмінієвий 31,5 31,7
Проходження змінного струму по лініївикликає створення навколо провідників змінного магнітного поля, яке наводить впровіднику електрорушійну силу зворотного напряму — ЕРС самоіндукції.
Опір струму, обумовлений протидією ЕРС самоіндукції,називається реактивним індуктивним опором.
Величина індуктивного опору одногодроту (фази) повітряної лінії на 1 км виражається наступною формулою:
 
/>, (1.3)
деω – кругова частота змінного струму;
/> –середня відстань між осями дротів;
d – діаметр дроту; μ – відноснамагнітна проникність матеріалу дроту (дляліній з дротами з кольорового металу μ = 1).
1.4 Схеми заміщення і параметри трансформаторів
 
Для місцевих мереж звичайно враховуютьтільки активний і індуктивний опори трансформаторів (рис. 1.4).
/> 


Рисунок 1.4 — Послідовна схема заміщення трансформатора

Активний опір обмотокдвообмоточного трансформатора визначають повідомих втратах потужності в міді (у обмотках) трансформатора ΔРМкВт при його номінальному навантаженні:
/>,
/>. (1.4)
У практичних розрахунках втратипотужності в міді (у обмотках) трансформатора при його номінальномунавантаженні приймають рівними втратам короткого замикання при номінальномуструмі трансформатора, тобто ΔРМ ≈ ΔРК.
Знаючи напругу, короткого замикання uК%трансформатора (з довідкової літератури), яка чисельно рівна падінню напруги вйого обмотках при номінальному навантаженні, виражена у відсотках від йогономінальної напруги, тобто
/>/>, (1.5)
можна визначити повний опір обмотоктрансформатора
/>, (1.6)
а потім і індуктивний опір обмотоктрансформатора
/>. (1.7)

Для крупних трансформаторів, що маютьдуже невеликий активний опір, звичайно визначають індуктивний опір з наступноїнаближеної умови:
/>. (1.8)
При користуванні формулами слід, враховувати, що опориобмоток трансформатора можуть бути визначені при номінальній напрузі як йогопервинної, так і вторинної обмотки. У практичних розрахунках зручніше визначатиRТі XТпри номінальній напрузі тієїобмотки, для мережі якої ведуть розрахунок.

2. РОЗРОБКА СХЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ПІДПРИЄМСТВА
Схема електропостачання показує зв'язок між джереломживлення (ДЖ) та споживачами електроенергії підприємства.
Питання живлення електроенергією промислових підприємстввирішуються проектними організаціями разом з енергосистемою залежно віднеобхідної споживаної електроенергії, особливостей технології підприємства,перспектив розвитку електропостачання даного району та інших факторів.
Крім того, схема живлення підприємства також залежить відвідстані до ДЖ, загальної схеми електропостачання даного району, величининеобхідної потужності з урахуванням її зростання, територіального розміщеннянавантажень, необхідного ступеня надійності електропостачання, наявності напідприємстві власного ДЖ – заводської теплоелектроцентралі (ТЕЦ).
2.1 Загальні відомості про джерела живлення в системахпромислового електропостачання
 
До основних ДЖ підприємств належать енергосистема тазаводські електростанції. Крім того, на підприємствах застосовують установкигарантованого живлення (УГЖ), ДЖ вторинних допоміжних кіл.
Техніко-економічні показники енергосистем кращі, ніж узаводських електростанцій, які будують, якщо це технічно доцільно та економічнорентабельно, для сумісного виробництва теплової та електричної енергії у такихвипадках: наявності відходів виробництва, придатних як паливо; при великомутепло-споживанні; особливих вимогах до електропостачання.
УГЖ використовують за наявністю електроприймачів (ЕП)особливої групи надійності як третє незалежне ДЖ. При невеликій потужності ЕПособливої 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 здистанційним управлінням).
електричний мережа дріт трансформатор
2.2 Основні принципи побудови схем електропостачанняпромислових підприємств
Перший принцип – максимальненаближення ДЖ високої напруги до електроустановки (ЕУ) споживачів, що приводитьдо мінімуму кількості мережних ланок і кількості проміжних трансформацій такомутацій.
Другий принцип – резервуванняживлення для різних категорій надійності має бути передбачене в схеміелектропостачання (відмова від «холодного» резерву). Для цього всіелементи (лінії, трансформатори) повинні нести постійне навантаження внормальному режимі, а в післяаварійному режимі при вимиканні пошкодженихелементів приймати на себе живлення залишених у роботі споживачів з урахуваннямдопустимих правилами для цих елементів перевантажень.
Третій принцип – наскрізнесекціонування усіх ланок СЕП (шини ГПП, ПГВ, РП, вторинної напруги цехових ТП)з установленням на секційних апаратах пристроїв АВР.
Четвертий принцип – вибіррежиму 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, спрощеногорелейного захисту.

2.3 Електропостачання промислового підприємства віденергосистеми без власної електростанції
Залежно від напруги ДЖ електропостачання здійснюється задвома варіантами схем [2-5]:
1) схеми напругою 6 — 10 кВ;
2) схеми напругою 35 — 220 кВ.
Перші застосовуються при живленні промислових підприємствневеликої потужності з одним ЦРП чи РП і розташованих на відстані віденергосистеми не більше ніж 5 — 10 км. Існують різні схеми, які дозволяютьживлення ЕП 1, 2 та 3-ї категорій надійності.
Другі застосовуються при живленні підприємств середньої тазначної потужності з ЕП різних категорій надійності та розташованих на великійвідстані від енергосистеми. Як ПП найчастіше бувають ГПП чи ПТВ. Існують схемиз одним, двома та більше ПП.
Залежно від місця в мережі енергосистеми та схемиприєднання до мережі розрізняють ПС:
- вузлові – приєднані трьома та більше лініями;
- прохідні – приєднані шляхом заходу та виходу лініїз двостороннім живленням або лінії з подальшим приєднанням інших ПС;
- відгалужувальні – приєднуються до однієї або додвох ліній у «відпайку»;
- тупикові – живляться однією або двома радіальнимилініями від ДЖ.
Відповідно до нових норм технологічного проектування ПСзмінного струму з вищою напругою 6-750 кВ [11] у схемах розподільних пристроїв35 кВ і більше на ГПП віддільники та короткозамикачі замість вимикачів незастосовуються, бо їх використання вимагає утворення штучного КЗ длязабезпечення умов вимкнення вимикача на початку лінії, що призводить до такихобставин: збільшується зона аварії, бо при пошкодженні на живильномувідгалуженні до трансформатора чи на самому трансформаторі короткочасновідключаються всі інші трансформатори, приєднані до даної магістралі, щонедопустимо для виробництв з безперервним технологічним процесом; підвищуєтьсяпотужність однофазних КЗ (особливо в разі наявності СД, які створюютьпідживлення КЗ); значно ускладнюються схеми релейного захисту та автоматики.
У наш час застосовують блочні схеми з вимикачами в колах ВНтрансформаторів у разі недоцільності (за умовами надійності) або неможливості(за умовами відсутності електрооюлажнання необхідного виконання) застосуваннябільш простих схем.
У разі відсутності транзиту потужності застосовуютьперемички з двома роз'єднувачами, що дозволяє використовувати одну лінії та дватрансформатори або дві лінії та один трансформатор в умовах ремонту відповіднолінії та трансформатора (наприклад, як на рис. 2.1, а).
/>

Доцільність використання блочних схем без перемичок з бокуВН (наприклад, як на рис. 2.1, б) найчастіше визначається їх простотоюта надійністю (менша кількість ЕА), дефіцитом території навколишньої забудови,бо наявність перемички при напрузі 110 кВ збільшує довжину ПС практично на 10м.
На промислових підприємствах невеликої (до 5 МВт) тасередньої потужності (від 5 до 75 МВт), до яких належать машинобудівні заводи,для ГПП переважним є застосування двообмоткових трансформаторів з напругами35/6(10) кВ потужністю від 0,63 до 16 МВА та 110/6(10) кВ потужністю від 4 до40 МВА, причому трансформатори потужністю 25, 32, 40 та 63 МВА випускаються зрозщепленою вторинною обмоткою однакової напруги 6 або 10 кВ. Іноді розщепленіобмотки мають різні напруги 6 і 10 кВ, що сприяє економічному вирішенню питаньелектропостачання, якщо на підприємстві є ЕП на 6 і 10 кВ.
На підприємствах електротехнічної промисловості Україниосвоєно випуск комплектних трансформаторних підстанцій блочних розподільних(КТПБР) з вищою напругою 35 та 110 кВ.
2.4 Схеми внутрішньозаводського електропостачаннянапругою 6 та 10 кВ
Внутрішньозаводський розподіл електричної енергії принапрузі 6 або 10 кВ може бути виконаний за радіальною, магістральною абозмішаною схемами. Кожна з цих схем відрізняється за ступенем надійності татехніко-економічними показниками залежно від конкретних вимог проектованого об'єкта[2-5].
У сучасній практиці проектування та експлуатаціїпромислових підприємств здійснюється ступеневий принцип побудови схем. Підступенем електропостачання розуміють вузли схеми електропостачання, між якимиелектроенергія, одержувана від ДЖ, передається визначеній кількості споживачів.
Схеми бувають одноступеневі та багатоступеневі. Убагатоступеневих схемах застосовуються РП однієї напруги, від яких живлятьсяокремі потужні ЕП або група ЕП. Це дозволяє зменшити кількість вимикачів урозподільному пристрої 6-10 кВ ГПП від великої кількості відгалужувальних лініймалої 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.Радіальнісхеми – 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 лінієюбез відгалуження для живлення Інших споживачів.
Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях,розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш поширеними є одно- тадвоступеневі схеми.
Одноступеневі радіальні схеми (рис. 2.2) кращезастосовувати на невеликих підприємствах і на великих підприємствах дляживлення потужних зосереджених навантажень (компресорні та насосні станції,підстанції електричних печей та ін.).
Перевагою радіальних схем є висока надійністьелектропостачання. 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 живленняодиотрансформаторних ПС є втрата живлення всіма ЕП у разі відсутностірезервування, наприклад, при КЗ в живильній лінії ТП1 (точка К2) чи в самомутрансформаторі ТП1 (точка КЗ). Тому радіальне живлення цеховиходнотрансформаторних ПС залежно від конкретних вимог (категорії всіх ЕП,необхідного відсотка резервування, розташування ПС, схем та виконання цеховихмереж 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 міжсусідніми ТП;
- з резервною шинною перемичкою між кінцями двохмагістралей НН одного цеху в разі застосування схеми БТМ.
/>
Живлення ТП, що взаємно резервуються, слід здійснювати відрізних секцій ГПП, ПТВ, ЦРП, РП.
Радіальне живлення цехових двотрансформаторних ПС необхідноздійснювати від різних секцій РП, як правило, окремими лініями для кожноготрансформатора (див. ТП2 на рис. 2.2). Кожна лінія і трансформатор мають бутирозраховані на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-їкатегорій даної ПС у післяаварійному режимі (наприклад, при КЗ у точках К4 іК5).
/>
Двоступеневі радіальні схеми застосовують на великих ісередніх підприємствах з цехами (групами цехів), які розташовані на великійтериторії. Живлення розташованих поруч одно та двотрансформаторних ПС без шинВН та ЕП з напругою понад 1 кВ здійснюється від проміжних РП (РП1 – РПЗ), щоживляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня (рис. 2.3). При цьому всікомутаційні та захисні апарати розміщуються на РП (див. рис. 2.2). На цеховихТП передбачається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній другогоступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує габарити ТП, що має великезначення при застосуванні внутрішньоцехових ТП.
Питання про спорудження РП розглядають при кількостірадіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність секцій РП повинназабезпечувати повне використання пропускної здатності головних вимикачів Іліній, які живлять ці секції.
При використанні радіальних схем здійснюється глибокесекціонування всієї СЕП – від основних ДЖ (ГПП) і до шин напругою до 1 кВ, аіноді навіть цеховими СРШ. За допомогою секційних апаратів може здійснюватисяАВР для живлення в післяаварійному режимі роботи СЕП.
Магістральні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ.Умагістральних схемах цехові ТП приєднують до магістралі, що забезпечуєнайкоротший шлях передачі електроенергії від ДЖ, завдяки чому зменшуютьсявтрати електроенергії, а також зменшується кількість ланок розподілу та комутаціїелектроенергії. 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 натериторії підприємства;
- у разі необхідності (з вимог надійностіелектропостачання) резервування живлення цехових ТП від іншого ДЖ при аваріїосновного;
- для групи технологічно пов'язаних агрегатів, якщомагістральні схеми мають техніко-економічні переваги порівняно з іншимисхемами.
При струмах понад 1,5 – 2 кА застосовують магістральніструмопроводи.
Повітряні ЛЕП застосовуються рідко. їх використовують дляспецифічних 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 разіаварії на кожній ділянці магістралі (точки КЗ К1, К2 чи К3) під дією РЗвимикається вимикач Q1 і усі ТП припиняють електропостачання споживачів на часпошуку та полагодження пошкодженої ланки магістралі.
/>
Кількість трансформаторів, що приєднуються до однієїмагістралі, може бути орієнтовно прийнята в межах двох при номінальнійпотужності 2500 – 1600 кВА, двох-трьох – при номінальній потужності 1000 кВА ічотирьох-п'яти – при номінальній потужності 630 – 250 кВА.
Основні схеми приєднання однотрансформаторних ПС вмагістральних схемах наведені на рис. 2.5.
Варіант "б" найбільш поширений, бо в ньомузастосовують КТП, що сприяє максимальному спрощенню порівняно зі схемою "а"при збереженні високої надійності та зручностей експлуатації. На вводі дотрансформатора встановлюють вимикач навантаження QW у комплекті звисоковольтними запобіжниками F, що необхідно для селективного вимиканнятрансформатора при його пошкодженні.

/>
При варіанті "в" дуже спрощуєтьсяконструкція ТП, хоча відсутність апаратів ВН ускладнює умови експлуатації. Крімтого, схема за варіантом "в" може застосовуватися в тихвипадках, коли установлення апаратів ВН ускладнюється специфічними умовами.
Для підвищення надійності електропостачання одиночнихмагістралей (можливості часткового живлення споживачів 2-ї категорії, якідопускають перерву живлення на час пошуку і від'єднання пошкодженої ланкимагістралі та приєднання споживачів до резервного ДЖ у післяаварійних режимах)застосовують такі схеми:
- одиночні магістралі з загальною резервноюмагістраллю ВН;
- одиночні магістралі з частковим резервуванням з бокуГІН;
- одиночні наскрізні («зустрічні»)магістралі з двостороннім живленням;
- кільцеві магістралі.
Одиночні магістралі із загальною резервною магістраллю ВНзастосовують для живлення ЕП 3-ї та частково 2-ї категорій, які допускаютьперерву живлення на час пошуку і від'єднання пошкодженої ланки магістралі таприєднання споживачів до резервної магістралі, у разі необхідності живлення віднезалежного ДЖ в післяаварійних режимах [4].
Одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку ННзастосовують для близько розташованих ПС, що живляться від різних магістралей,які приєднані до різних секцій ДЖ.
Одиночні наскрізні («зустрічні») магістралі здвостороннім живленням застосовують, якщо група ПС розташована між двомаживильними пунктами.
Кільцеві магістралі допускається застосовувати для живленняЕП 3-ї та частково 2-ї категорій при відповідному розміщенні груп ПС, які вониживлять [4]. Не рекомендується приєднувати більше 4 – 6 ПС до одного кільця припотужності одного трансформатора до 630 кВА. У нормальному режимі експлуатаціїкільцева магістраль розімкнута вимикачем на дві частини, кожна з яких єодиночною магістраллю і приєднується до різних секцій збірних шин ГПП, ПTВ,ЦРП, РП. На промислових підприємствах кільцеві магістралі застосовуютьпорівняно рідко.
Магістральні схеми з двома та більшою кількістю паралельнихмагістралей можуть бути застосовані для живлення споживачів будь-якої категоріїнадійності. Кількість паралельних магістралей більш двох зустрічається рідко.
Подвійні магістральні схеми слід застосовувати в разінаявності 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 покриттянавантаження ЕП 1 та 2-ї категорій надійності всіх ПС [4].
При подвійних магістралях можливі три варіанти схемиприєднання цехових двотрансформаторних ПС до магістралі:
а)з апаратами ВН для захисту трансформаторів іроз'єднувачами на вводах;
б)із захисними апаратами ВН, але без роз'єднувачів навводах;
в)без апаратів ВН на вводах.
Ці схеми приєднання такі самі, як для однотрансформаторнихПС (рис. 6.5), з такими самими перевагами та недоліками.

/>
Схеми подвійних наскрізних («зустрічних»)магістралей з двостороннім живленням застосовуються в разі наявності двохнезалежних ДЖ.
При магістральному живленні установлення комутаційногоапарата на кожній з ПС (роз'єднувача, вимикача, вимикача навантаження іззапобіжником) практично обов'язкове.
Магістральним схемам слід віддати перевагу як більшекономічним.
Змішані схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ.Упрактиці проектування та експлуатації дуже рідко зустрічаються схеми внутрішньозаводськогоелектропостачання, які виконані тільки за радіальним чи тільки за магістральнимпринципом.
Залежно від розташування цехових ТП і ЕП напругою понад 1кВ та вимог надійності їх електропостачання розподільні мережі напругою 6-10 кВвиконують здебільшого за змішаною схемою, яка складається з радіальних імагістральних схем. Частина цехових ТП та високовольтних ЕП одержує живлення зарадіальною схемою, а інша, частина – за магістральною. Таке поєднання дозволяєбільш повно використовувати переваги обох схем.
Кінцеве рішення за вибором загальної схемивнутрішньозаводського електропостачання приймається на основі ТЕП різнихваріантів схем розподільних мереж напругою 6-10 кВ, але в курсовій роботі вононе виконується.
2.5 Склад системи внутрішнього електропостачання льотно-повітряноїслужби
Система внутрішнього електропостачання складається з слідуючих основнихскладальних частин:
–  системи щитів, які служать для прийому електроенергії від зовнішньоїтрансформаторної підстанції, вбудованої дизель електростанції і установкигарантованого живлення (УГЖ), розподілення її по споживачам і керуванняелектроприводами;
–  вбудованої ДЕС, які служить резервним джерелом живлення споживачівспоруди при зникненні напруги зовнішньої мережі;
–  установки гарантованого живлення УГЖ, яка служить джереломбезперервного живлення споживачів категорії А1 змінним трифазним струмом,напругою 380 В, частотою 50 Гц, як при присутності зовнішньої мережі, так і приїї 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 ХАРАКТЕРИСТИКСИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ АВІАЦІЙНОГО ЗАВОДУ
 
3.1 Визначеннярозрахункового силового навантаження об’єктів системи електропостачання авіаційногозаводу
Вихідні дані дорозрахунку системи електропостачання авіаційного заводу приведені у додатку А.
З формули (3.1)виведено розрахункове силове активне навантаження для окремого об’єкта авіаційногозаводу при напрузі 0,38/0,22 кВ:
/>, (3.1)
де /> – коефіцієнт попитуі-го об’єкта;
/> – установлена активнапотужність і-го об’єкта.
Розрахункове силовереактивне навантаження і-го об’єкта визначено за формулою:
/>, квар, (3.2)
де tgφ –відповідає значенню коефіцієнта потужності cosφ і-го об’єкта.
Розрахункове силовеповне 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 повненавантаження кожного об’єкта авіаційного заводу.

/>, кВт;
/>, квар;
/>, кВА
Результати розрахунківдля об’єктів авіаційного заводу наведені в таблиці 3.1.
Таблиця 3.1 – Визначення розрахунковогосилового навантаження об’єктів авіаційного заводу № об’єкта Назва об’єкта
Рустс
кВт
Кп, во
/> Результати розрахунків
Pр.с, кВт
Qр.с, квар
Sр.с, кВА 1 Механічний цех 6900 0,19 0,65/1,17 1311 1534 2018 2 Авіаційно-ремонтний цех 6300 0,14 0,65/1,17 882 1032 1358 3 Механічно-складальний цех 5800 0,11 0,7/1,02 638 651 912 4 Інструментальний цех 4800 0,16 0,60/1,33 768 1021 1278 5 Цех дрібних серій 5000 0,12 0,65/1,17 600 702 923 6 Ремонтно-відновлювальний цех 6200 0,17 0,65/1,17 1054 1233 1622 7 Льотно-повітряна служба (компресорна станція) 1800 0,17 0,66/1,14 306 349 464 Усього 5559 6522 8575
Визначеннярозрахункового навантаження загального електричного освітлення об’єктів авіаційногозаводу.
Методом коефіцієнтапопиту визначається розрахункове навантаження загального електричногоосвітлення об’єкта [11]. Для цього спочатку визначено установлене (номінальне)активне навантаження і-го об’єкта Рр.о.і, якщо воно невизначено розрахунком, який у курсовій роботі не проводиться. На етапівизначення 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);
рп.о.і. – питоме навантаження загального освітлення і-го об’єкта, Вт/м;
Fі. – площа і-го об’єкта, що підлягає освітленню, м2.
Розрахункове активненавантаження загального освітлення і-го об’єкта визначено як:
/>, кВт (3.5)
де kп.о– коефіцієнт попиту загального освітлення.
Для невеликих виробничихбудівель (об’єктів авіаційного заводу) приймається коефіцієнт попиту загальногоосвітлення kп.о= 1; для виробничих будівель, що складаютьсяз окремих великих прольотів, – kп.о = 0,95; для виробничихбудівель, що складаються з багатьох окремих приміщень, – kп.о= 0,85.
Розрахункове реактивненавантаження загального освітлення і-го об’єкта визначено за формулою:
/>, квар, (3.6)
де /> – відповідає значеннюкоефіцієнта потужності /> і-го об’єкта залежно від типуджерела світла.
Розрахункове повненавантаження загального освітлення і-го об’єкта визначено за формулою:

/>, кВА (3.7)
За формулою (3.4)розраховується установлене (номінальне) активне навантаження загальногоосвітлення, за формулами (3.5) – (3.7) – розрахункові активне, реактивне таповне навантаження загального освітлення кожного об’єкта підприємства.
/> кВт;
/> кВт;
/>, квар;
/>, кВА
Результати розрахунківдля об’єктів авіаційного заводу наведені в табл. 3.2.
Визначеннярозрахункового навантаження компресорної станції для льотно-повітряної служби
Якщо у вихідних данихзадана кількість ЕД 4, 6 та більше, то кількість робочих ЕД обчислюють заформулою:
/>, (3.8)
де N – заданакількість ЕД, шт.;
2 – кількістьрезервних ЕД.
/>.

Таблиця 3.2 –Визначення розрахункового навантаження загального електричного освітленняоб’єктів авіаційного заводу№ об’єкту Площа об’єкту, м Тип ламп
/>,
Вт/м Результати розрахунків
Pуст.о,
кВт
Pр.о,
кВт
Qр.о, квар
Sр.о,
кВА 1 4320 Розжарювання 16 69 66 66 2 2160 Люмінесцентні 11 29 27,6 9,1 29 3 4320 Дугові ртутні 12 57 54 93,4 108 4 5760 Розжарювання 16 92 87 87 5 8640 Люмінесцентні 12 124 118 39 124 6 5760 Дугові ртутні 11 69,7 66 114 132 7 648 Розжарювання 18 12 11,4 11,4 Усього 452,7 430 255,5 557,4
Таким чином, длякомпресорної станції слід визначити загальне розрахункове навантаження з СДсиловим навантаженням та навантаженням загального електричного освітлення.
Розрахункова активнапотужність СД напругою 10 кВ визначено за формулою (3.9).
/>, (3.9)
де /> – кількість робочих СД,що працюють одночасно, шт.;
/> – коефіцієнтзавантаження СД активною потужністю, в.о;
/>– номінальна активнапотужність СД, кВт.
Коефіцієнтзавантаження СД активною потужністю приймається />= 0,8.
Мінімальна реактивнапотужність, що генерується СД, визначається як:
/>,

/>– номінальна реактивнапотужність СД, яка приймається залежно від серії, номінальної активноїпотужності та частоти обертання з паспортних даних та довідкових таблиць, квар;
tgφном.СД – відповідає значенню номінальногокоефіцієнта потужності СД cosном.СД, який є випереджальним іприймається для всіх типів СД cosном.СД = 0,9.
При такому значеннімінімальної реактивної потужності ЕД зберігає властивості СД і стабільнопрацює. У даному випадку ця потужність і є розрахунковою реактивною потужністюСД, яку можна визначити так:
/>. (3.10)
Оскільки СД генеруєреактивну потужність, то вона береться зі знаком «мінус».
Загальне розрахунковеактивне навантаження компресорної станції з СД визначається з урахуваннямрозрахункового силового навантаження Рр.с та розрахунковогонавантаження загального електричного освітлення Рр.о:
/>, (3.11)
Загальне розрахункове реактивненавантаження компресорної станції з СД визначається так:
/>. (3.12)
Загальне розрахункове повне навантаженнякомпресорної станції з СД:
/>. (3.13)

/>, кВт;
/>, квар;
/>, кВт;
/>, квар;
/>, кВА.
Визначеннярозрахункового навантаження підприємства
Загальне розрахунковеактивне навантаження і-го об’єкта визначено за формулою:
Рр.о = Рр.с +Рр.о, (3.14)
Загальне розрахунковереактивне навантаження і-го об’єкта:
Qр.о =Qр.с +Qр.о, (3.15)
Таким чином, загальнерозрахункове повне навантаження і-го об’єкта:
/>. (3.16)
/>, кВт;
/>, квар;
/>, кВА.
Результати розрахунківдля об’єктів авіаційного заводу наведені в таблиці 3.3.
Загальне розрахунковеактивне та реактивне навантаження кількох груп або об’єктів авіаційного заводувизначено з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумівнавантаження К0цих груп або об’єктів авіаційного заводу:
/>, кВт, (3.18)
/>, квар, (3.19)
де m –кількість розрахункових груп (об’єктів авіаційного заводу підприємства), шт.
Коефіцієнтодночасності збігання максимумів навантаження К0= 0,9.
Розрахункову повнупотужність можна визначено так:
/>, кВА (3.20)
Таблиця 3.3 –Визначення розрахункового навантаження авіаційного заводу№ об’єкта Назва об’єкта
Pр.о, кВт
Qр.о, квар
Sр.о, кВА 1 Механічний цех 1377 1534 2061 2 Авіаційно-ремонтний цех 910 1041 1383 3 Механічно-складальний цех 692 744 1016 4 Інструментальний цех 855 1021 1332 5 Цех дрібних серій 718 741 1032 6 Ремонтно-відновлювальний цех 1120 1347 1752 7 Льотно-повітряна служба (компресорна станція) Наван. 317 349 471 Двиг. 3200 -1536 - Усього 3517 -1187 3712 Усього 9189 5241 10579
Усього з урахуванням Ко=0,88 8086,3 4612,1 9309,5

3.2 Визначенняцентра електричних навантажень та місця розташування головної понижувальноїпідстанції
Площа кола вприйнятому масштабі t дорівнює повному розрахунковому навантаженнюоб’єкта:
Sр.п. = π·rц2·m, кВА, (3.21)
деSр.п– розрахункове повне навантаження і-го об’єкта, кВА;
rц – 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 дляоб’єктів авіаційного заводу підприємства наведені в таблиці 3.4.
Координати ЦЕНвизначені в умовній системі координат, яка нанесена на план підприємствадовільним чином з умовними одиницями виміру.
Координати ЦЕНпідприємства обчислені за формулами:
/>од, (3.23)

/>од.(3.24)
де /> – координати ЦЕН і-гооб’єкта;
/> – кількість об’єктів авіаційногозаводу.
Таблиця 3.4 –Координати та радіуси кіл картограм окремих об’єктів авіаційного заводу№ об’єкта Назва об’єкта Координати
rоі
см
Хо.і, см
Yо.і, см 1 Механічний цех 11,3 2 1,15 2 Авіаційно-ремонтний цех 11,3 4,3 0,94 3 Механічно-складальний цех 11,3 6,8 0,8 4 Інструментальний цех 11,3 11 0,92 5 Цех дрібних серій 4,6 2,5 0,81 6 Ремонтно-відновлювальний цех 5,8 8,9 1,06 7 Льотно-повітряна служба (компресорна станція) 5,4 6,2 0,55 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
У, см   /> /> />

 
 
/>

/>/>/>Рисунок 3.1 –Генплан об’єктів з нанесенням картограми навантажень і визначенням центраелектричних навантажень

3.3 Вибір кількостіта потужності трансформаторів головної понижувальної підстанції
Вибрати номінальнупотужність трансформаторів ГПП залежно від вихідних даних можна за графікомнавантаження чи за розрахунковим повним навантаженням у нормальному режиміроботи з урахуванням режиму електропередавальної організації за реактивноюпотужністю, яке визначається як:
/>, (3.25)
де Рp.5– розрахункова активна потужність авіаційного заводу на V рівніелектропостачання (дані з таблиці 3.3);
Qe.5 – економічна реактивна потужність на V рівні електропостачання, щоспоживається аеропортом з мережі енергосистеми.
При проектуванні,величину економічної реактивної потужності доцільно визначати за формулою:
/>. (3.26)
Економічна величинареактивної потужності за формулою (3.26) становить:
/>, квар
Розрахункове повненавантаження в нормальному режимі роботи з урахуванням режимуелектропередавальної організації за реактивною потужністю /> визначаємо за формулою(3.25):

/> кВА.
За першою умовою мінімальнаномінальна потужність трансформаторів ГПП дорівнює:
/> кВА.
Таким чином, для ГППпопередньо вибрано трансформатори типу ТМН-6300/110.
За другою умовою:
/>;
/>, кВА;
/>;
/>, кВА.
Отже, вибранітрансформатори за умовами перевантажень відповідають вимогам.
Остаточно вибрано дватрансформатори типу ТМН-6300/110, технічні дані яких наведені в таблиці 3.5.

Таблиця 3.5 – Технічнідані трансформаторів головної понижувальної підстанціїТип Номінальна потужність кВА Поєднання напруг, кВ Втрати Напруга КЗ
Струм
ХХ ВН НН ХХ КЗ ТМН-6300/110 6300 115 11 11,5 33,5 10,5 1,0
3.4 Вибір кількостіта потужності трансформаторів заводських трансформаторних підстанцій
При трьох і менше трансформаторах їхстандартну номінальну потужність вибирають за формулою:
/>, (3.27)
де Sном.т.р –повна номінальна розрахункова потужність трансформатора;
Рр.з – розрахункове активне навантаження на ІІІ рівні електропостачання(розрахункове активне навантаження об’єкта Рр.о таблиці 3.3);
N– кількість трансформаторів ПС;
βТ– коефіцієнт завантаження трансформатора аеродромної ПС.
/>, кВА
Розрахунки для вибору номінальноїпотужності трансформаторів еародромних ПС наведені в таблиці 3.6.

3.5 Вибір потужності компенсуючихпристроїв у системі електропостачання авіаційного заводу
Визначення реактивної потужностікомпенсуючих пристроїв споживачів електроенергії:
Qкп = Qр.5– Qе.5,(3.28)
де Qe.5 –розрахункова реактивна потужність підприємства на V рівні електропостачання(береться з таблиці 3.3 з урахуванням коефіцієнта одночасності збіганнямаксимумів навантаження), квар:
/>, квар
Таблиця 3.6 – Вибір кількості та номінальноїпотужності трансформаторів аеродромних підстанцій№ об’єкта Назва об’єкта
Рр.о, кВт N, шт.
Βт, в.о
Sном.т.р., кВА Трансформатор 1 Механічний цех 1377 2 0,8 860 ТМЗ-1000/10 2 Авіаційно-ремонтний цех 910 2 0,8 569 ТМЗ-630/10 3 Механічно-складальний цех 692 2 0,8 433 ТМЗ-400/10 4 Інструментальний цех 855 1 0,9 950 ТМЗ-1000/10 5 Цех дрібних серій 718 2 0,8 449 ТМЗ-630/10 6 Ремонтно-відновлювальний цех 1120 1 0,9 1244 ТМЗ-1600/10 7 Льотно-повітряна служба (компресорна станція) 317 2 0,7 226 ТМЗ-250/10
Загальна встановлена потужністькомпенсуючого пристрою підприємства:
 
Qз= Qн.к +Qa.д + Qв.к, (3.29)

де Qн.к –реактивна потужність конденсаторних установок (КУ) споживача з напругоюконденсаторів до 1кВ, квар.
QСД– реактивна потужність одержувана від СД,квар;
Qв.к – реактивна потужність КУ споживача з напругою конденсаторів понад1кВ, квар.
При застосуванні на компресорнійстанції СД визначення структури складу та потужності двох окремих складовихкомпенсуючого пристрою підприємства (Qн.к і Qв.к)виконано в послідовності, як це записано в формулі (3.29).
Визначення потужності конденсаторнихустановок з номінальною напругою конденсаторів до 1 кВ
Потужність цих КУ визначається прирозрахунках систем внутрішнього електропостачання. Максимальна реактивнапотужність, яку доцільно передавати через трансформатор 10/0,4 кВ у мережунапругою до 1 кВ для забезпечення бажаного коефіцієнта його завантаження />, становить
/>, квар, (3.30)
де N– кількістьтрансформаторів ТП, шт.;
Sном. – повна номінальна потужність трансформатора ТП, кВА;
Рр.3– розрахункова активна потужністьнавантаження на III рівні електропостачання (розрахункова активна потужністьоб’єкта Рр.о з таблиці 3.3), кВт.
Якщо під коренем величина зі знаком«мінус», то приймають QТ = 0.
Потужність КУ із конденсатораминомінальною напругою до 1 кВ визначено як:
 
Qн.к = Qр.т– Qт, (3.31)

де Qр.т.– розрахункова реактивна потужність на III рівні електропостачання, якадорівнює розрахунковій реактивній потужності об’єкта Qр.оз таблиці 3.3, квар.
/>, квар;
/>, квар.
Розрахунки для вибору номінальноїпотужності конденсаторів номінальною напругою 0,4 кВ для цехових ПС наведені втаблиці 3.7.
Таблиця 3.7 – Визначення потужностікомплектних конденсаторних установок
№
об’єкта
Qт, квар
Qн.к, квар Тип і номінал Потужність, квар Кількість ККУ 1 815 719 УКРП 0,4-360-40У3 360 2 2 434 607 УКРП 0,4-300-20У3 300 2 3 744 УКРП 0,4-375-25У3 375 2 4 281 740 УКРП 0,4-375-25У3 375 2 5 707 34 УКРП 0,4-25-5У3 25 2 6 905 442 УКРП 0,4-475-40У3 475 1 7 148 201 УКРП 0,4-100-10У3 100 2
Визначення потужності конденсаторнихустановок з номінальною напругою конденсаторів 10,5 кВ
Потужність цих КУ визначено прирозрахунках систем електропостачання за формулою:
Qв.к= ΣQк.н — Σ Qн.к.ст, (3.32)

де ΣQн.к.ст– сумарна потужність встановлених низьковольтних ККУ.
/>, квар
Для застосування приймається найближчастандартна величина потужності ККУ Qн.к.ст що вибрана зіспеціальної технічної літератури. Кількість ККУ повинна бути парною. ОбираємоУКЛ -10,5-450У3.
3.6 Розробка схеми електропостачанняавіаційного заводу
Схема електропостачання показує зв'язокміж ДЖ та споживачами електроенергії авіаційного заводу.
Питання живлення електроенергієюаеропортів вирішуються проектними організаціями разом з енергосистемою, залежновід необхідної споживаної електроенергії, особливостей технології авіаційногозаводу, перспектив розвитку електропостачання даного району та інших факторів.
Крім того, схема живлення авіаційногозаводу також залежить від відстані до ДЖ, загальної схеми електропостачанняданого району, величини необхідної потужності з урахуванням її зростання,територіального розміщення навантажень, необхідного ступеня надійностіелектропостачання, наявності в авіаційного заводу власного ДЖ–теплоелектроцентралі (ТЕЦ).
Радіальні схеми розподільних мережнапругою 6-10 кВ
Радіальні схеми – це такі схеми, в якихелектроенергія від ДЖ (ГПП, ПГВ, ЦРП, РП) передається до цехових ТП або доокремих ЛЕП напругою понад 1 кВ окремою лінією без відгалуження для живленняінших споживачів.
Радіальні схеми слід застосовувати принавантаженнях, розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш поширеними єодно- та двоступеневі схеми.
Одноступеневі радіальні схеми кращезастосовувати на невеликих аеродромах і на великих аеродромах для живленняпотужних зосереджених навантажень (компресорні та насосні станції, Авто ТЕЧ,Авіо ТЕЧ та ін.).
Перевагою радіальних схем є високанадійність електропостачання. Так, вихід із ладу однієї лінії не впливає нароботу споживачів, що живляться від інших ліній.
Основним недоліком радіального живленняоднотрансформаторних ПС є втрата живлення всіма ЕП у разі відсутностірезервування, наприклад, при КЗ в живильній лінії ТП1 чи в самомутрансформаторі ТП1. Тому радіальне живлення аеродромних однотрансформаторних ПСзалежно від конкретних вимог (категорії всіх ЕП, необхідного відсоткарезервування, 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 міжсусідніми ТП;
-  резервною шинною перемичкою між кінцями двохмагістралей 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 аеродромнихдвотрансформаторних ПС необхідно здійснювати від різних секцій РП, як правило,окремими лініями для кожного трансформатора. Кожна лінія і трансформатор маютьбути розраховані на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-їкатегорій даної ПС у післяаварійному режимі.
Двоступеневі радіальні схемизастосовують на великих і середніх аеродромах з цехами (групами об’єктів авіаційногозаводу), які розташовані на великій території. Живлення розташованих поруч однота двотрансформаторних ПС без шин ВН та ЕП з напругою понад 1 кВ здійснюєтьсявід проміжних РП, що живляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня. Прицьому всі комутаційні та захисні апарати розміщуються на РП. На аеродромних ТПпередбачається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній другогоступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує габарити ТП, що має великезначення при застосуванні внутрішньоцехових ТП.
Питання про спорудження РП розглядаютьпри кількості радіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність секційРП повинна забезпечувати повне використання пропускної здатності головнихвимикачів і ліній, які живлять ці секції.
При використанні радіальних схемздійснюється глибоке секціонування всієї СЕП – від основних ДЖ (ГПП) і до шиннапругою до 1кВ, а іноді навіть цеховими СРШ. За допомогою секційних апаратівможе здійснюватися АВР для живлення в післяаварійному режимі роботи СЕП.
У другому випадку, здійснюєтьсярадіальне живлення цехових двотрансформаторних підстанцій від різних секцій РПокремими лініями для кожного трансформатора. Крім того, радіальне живленняцехових ТП є доцільним від шин ГПП при навантаженнях, розташованих у різнихнапрямках від неї.
3.7 Розрахунок струмів трифазногокороткого замикання на шинах низької напруги головної понижувальної підстанції
Розрахунку струмів КЗ передує аналізсхеми електричної мережі та визначення найбільш складних, але ймовірнихрозрахункових умов, у яких може бути той чи інший її елемент. Ці умови повиннівідображатися в розрахунковій схемі, яка являє собою однолінійну схемуелектричної мережі з ЕА та провідниками, що підлягають вибору і перевірці заумовами КЗ [3, 5, 6].
Режим СЕП, при якому струм КЗ в елементі,що вибирається або перевіряється, буде найбільшим, досягається за умов, коли вмережі між джерелами і точкою КЗ ввімкнена найменша кількість послідовнихелементів і найбільша кількість — паралельних.
У схемі електропостачання авіаційногозаводу в нормальному режимі передбачена роздільна робота трансформаторів ГПП назбірні шини 6 або 10 кВ (секційний вимикач вимкнений). У разі наявності РП йогосекційний вимикач також вимкнений.
У розрахунковій схемі максимальногорежиму (рис. 3.2) один із трансформаторів вимкнений, а секційний вимикачувімкнений. Цей режим можливий у таких випадках: один із трансформаторівзнаходиться в планово-попереджувальному ремонті або післяаварійному режимі.Крім того, усі робочі ЕД перебувають в роботі, а трансформатори ГПП працюють змаксимальною добавкою напруги.
Алгоритм розрахунку струмів трифазногокороткого замикання на шинах низької напруги головної понижувальної підстанціїдля максимального режиму
Розрахунок виконано в іменованиходиницях. У розрахункових формулах прийнято такі розмірності величин: повнапотужність -МВА, активна потужність — МВт, напруга — кВ, струм — кА, опір — Ом.

/>

 
 
 
 
Рисунок 3.1 – Розрахункова схема длямаксимального режиму
1 етап. Розрахунок параметрів елементівсхеми заміщення:
1) Визначається величина номінальноїнапруги обмотки ВН трансформатора в максимальному режимі при роботі накрайньому відгалуженні регульованої обмотки "-РО"
/>, кВ (3.33)
де /> – відносна максимальна величинадіапазону РПН в один із боків від середнього відгалуження регульованої обмотки.
2) З урахуванням того що за основнийступінь прийнятий ступінь 2, коефіцієнт трансформації трансформатора ГПП умаксимальному режимі визначається як:
/>. (3.34)
3) ЕРС та опір системи визначаються заформулами:
/>, кВ(3.35)
/>, Ом (3.36)
4) Індуктивний опір трансформаторарозраховується так:
/>, Ом (3.37)
5) Параметри кабелю для схеми заміщеннявизначаються за формулами
/>, Ом (3.38)
/>, Ом (3.39)
6) При розрахунках струмів КЗ длямаксимального режиму вважають, що в попередньому до КЗ режимі СД працюють зномінальною напругою, номінальним струмом і номінальним коефіцієнтомпотужності. Ці параметри подаються v відносних одиницях />, />, cosφ0=cosφном
ЕРС СД для попереднього номінальногорежиму їх роботи та опір розраховуються так:
/>, (3.40)
/>, кВ; (3.41)
/>, Ом. (3.42)
7) Параметри узагальненого навантаженнярозраховуються за формулами:
/>, кВ, (3.43)
/>, Ом, (3.44)
де /> – середня номінальна напругаступеня.
Усі розрахункові значення ЕРС та опорівнаносяться на схему заміщення.
2 етап. Перетворення схеми заміщення доелементарного вигляду відносно точки короткого замикання К1.
Параметри для перетвореної схемивизначено як:
/>, Ом, (3.45)

/>, Ом. (3.46)
3 етап. Визначення діючого значенняперіодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент (початковогонадперехідного струму) у точці К1.
Для визначення цього струму на шинахГПП 10 кВ знайдено його складові від системи, високовольтних двигунів СД іузагальненого навантаження за формулою:
/>, кА. (3.47)
4 етап. Визначення ударного струму вточці К.
Для визначення ударного струмунеобхідно також знайти його складові від системи, високовольтних ЕД іузагальненого навантаження, для чого визначаються ударні коефіцієнти відсистеми, ЕД і узагальненого навантаження. У приблизних розрахунках прийнятоударний коефіцієнт: на шинах 10 кВ ГПП КС = 1,8 – 1,85 припотужності трансформаторів 16 МВА та менше; для СД ударний коефіцієнт КуСД= 1,8; для узагальненого навантаження ударний коефіцієнт КНВ = 1,0.
Ударний струм у точці К визначено так:
/>, кА. (3.48)
Вихідні дані системи:
- напруга в максимальному режимі Uс.макс= 30,5 кВ;
- величина початкового струму трифазного КЗ відсистеми на боці ВН трансформатора ГПП у максимальному режимі /> кА;
Вихідні дані трансформаторів ГПП:
-  два трансформатори ТМН-4000/110;
-  номінальна потужність трансформаторів Sномт = 4 МВА;
-  номінальна напруга регульованої обмотки ВН насередньому відгалуженні Uном.ВН =115кВ;
-  номінальна напруга обмотки НН Uном.НН= 6,6 кВ;
-  діапазон РПН ΔUрпн= ±16 %;
-  напруга КЗ для крайнього відгалуження"–РО" /> =10,58 %.
Вихідні дані кабелів, що відходять відшин 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 UномCД= 10 кВ;
-  кількість двигунів N = 4 шт.;
-  номінальна активна потужність РномСД=1250 кВт;
-  номінальний ККД ŋном =0,94в.о;
-  номінальний коефіцієнт потужності cosφвномСД =0,9;
- подовжній над перехідний індуктивний опір приномінальних умовах роботи машини /> = 0,197 в.о.;
Вихідні дані навантаження:
-  повне узагальнене навантаження /> =8,1 МВА (безнавантаження високовольтних ЕД);
-  надперехідна електрорушійна сила (ЕРС-навантаженняу відносних одиницях) /> = 0,85 в.о.;
- надперехідний індуктивний опір навантаження увідносних одиницях /> = 0,35.
ЕРС та опір навантаження приведені допотужності навантаження і до середньої номінальної напруги ступеня, на якомувоно приєднано.
Розв'язання. Схему заміщення длямаксимального режиму, наведено на рисунку 3.3.
1 етап Розрахунок параметрів елементівсхема заміщення.
1) За формулою (3.33) визначена величинаномінальної напруги обмотки ВН трансформатора в максимальному режимі при роботіна крайньому відгалуженні регульованої обмотки "-РО":
/> кВ.
/>

/> 
Рисунок 3.3 – Схема заміщення длямаксимального режиму
2) За формулою (3.34) коефіцієнттрансформації трансформатора ГПП у максимальному режимі визначено як
/>.
3) За формулами (3.35) та (3.36) ЕРС таопір системи визначено як:
/>кВ;
/> Ом.
4) За формулою (3.37) індуктивний опіртрансформатора:
/> 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 опіррозраховано як:
/> кВ;
/> кВ;
/>Ом.
7) Параметри узагальненого навантаженнярозраховано за формулами (3.43) та (3.44) як:
/>кВ
/>Ом
Усі розрахункові значення ЕРС та опорівнанесено на схему заміщення (рис. 3.4).
2 етап. Перетворення схеми заміщення доелементарного вигляду відносно точки короткого замикання К.
На рис. 3.4 наведено перетворену схемузаміщення відповідно до вихідної схеми заміщення (рис. 3.3).
Параметри для перетвореної схемизаміщення (рис. 3.4) визначено за формулами (3.45) та (3.46):
/>, Ом;
/>, Ом.
/> /> /> /> />
/>   />
/>   />

/>  
/>    /> 
Рисунок 3.4 – Перетворена схемазаміщення
3 етап. Визначення діючого значенняперіодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент (початковогонадперехідного струму) у точці К.
Для визначення цього струму на шинахГПП 10 кВ знайдено його складові від системи, високовольтних СД і узагальненогонавантаження за формулою (3.47) як:
/> кА,
4 етап. Визначення ударного струму вточці К.
Прийнято ударний коефіцієнт на шинах 10кВ ГПП Кус =1,8. Для СД — ударний коефіцієнт />; для узагальненогонавантаження — ударний коефіцієнт К у н.в -1,0.
Ударний струм у точці К визначено заформулою (3.48) як:
/>кА,
3.8 Вибір перерізу провідників велектричній мережі напругою 10 кВ
 
Економічновигідний переріз провідників визначають за формулою:
/>, (3.49)

де /> – струм нормального режиму, А;
/> – нормоване значення економічновигідної щільності струму, А/мм2, яку вибрано з таблиці 1.3.36 ПУЕ.
Розрахунковий економічно вигіднийпереріз Sек який визначено за формулою (3.49), округлюєтьсядо найближчого більшого або меншого стандартного перерізу Sст, мм2.
Номінальний первинний струмтрансформатора визначено як:
/>, А, (3.50)
де /> – номінальна потужністьтрансформатора, кВА;
/> – номінальна первинна напругатрансформатора, кВ.
При виборі перерізу кабелю, що живитьвисоковольтний ЕД, визначено номінальний струм ЕД за формулою:
/>, A, (3.51)
де /> – номінальна активна потужністьЕД, кВт;
U –номінальна напруга електричної мережі, кВ;"
соsφном – номінальний коефіцієнт потужності ЕД, в.о;
ŋном– номінальний ККД ЕД, в.о.
При виборі перерізу кабелю, що живитьвисоковольтні КУ
/>, А, (3.52)

де – /> – номінальна реактивна потужністьКУ, квар.
Перевірка перерізу провідників замаксимальним режимом
Режим максимального навантаженняпровідників може призвести не тільки до їх перегрівання з порушенням ізоляції,але й до розплавлення жил. Тому переріз провідника, вибраний за економічноющільністю струму, перевіряють на нагрівання за величиною струму йогомаксимального навантаження.
Для цього допустимий для даногопровідника струм з урахуванням відхилення параметрів навколишнього середовищавід стандартних умов Iдоп та коефіцієнтів допустимогоперевантаження Кпер (наведені в таблицях 1.3.1 та 1.3.2 ПУЕ)порівнюють зі струмом його форсованого режиму (Іф з урахуваннямкоефіцієнта резервування Крез):
/>, А. (3.53)
Приймаємо коефіцієнт допустимогоперевантаження Кпер = 1.
При визначенні допустимого тривалогоструму для кабелів необхідно враховувати відхилення параметрів навколишньогосередовища від стандартних умов (якщо вони мають довготривалий характер) задопомогою поправкових коефіцієнтів Кпр та Ксер:
/>, А, (3.54)
де Кпр – поправковий коефіцієнтна кількість кабелів, що лежать поруч у землі (таблиця 1.3.26 ПУЕ);
Ксер –поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього середовища, якщо вонавідрізняється від стандартної (таблиця 1.3.3 ПУЕ);
Iдоп – допустимий тривалий струм провідника стандартного перерізу длястандартних умов (для однієї окремої лінії; стандартних температур для землі таводи +15 °С і +25 °С для повітря) залежно від матеріалу жил, їхньої ізоляції таспособу прокладання, А (таблиці ПУЕ).
Поправковий коефіцієнт на температурунавколишнього середовища можна також обчислити за формулою:
/>, (3.55)
де Тж.н і Тсер.н– відповідно нормована тривало допустима температура жили та нормованатемпература середовища;
Тсер. – фактична температура середовища.
Для кабелів з паперовою просоченою маслоканіфольноюта нестікаючою масами ізоляцією (ААБ, АСБ, ААШв та ін.) нормована тривалодопустима температура жили Тж.н = +65 °С (при напрузі 10 кВ).
На аеродромі кабелі прокладені в землі(траншеях).
Прокладку в траншеях (від одного дошести кабелів) застосовують на не асфальтованих територіях у випадку малоїймовірності пошкодження кабелів землерийними механізмами, зсувом ґрунту,корозією.
Перевагами траншейної прокладкивважають малу вартість ліній, хороші умови охолодження кабелю, малу ймовірністьпоширення аварії одного кабелю на сусідні паралельні кабелі.
Для кабелів, прокладених у землі,нормована температура середовища Тсер.н = +15 °С, а наповітрі – Тсер.н= +25 °С.
Для ЕД та КУ приймається Крез= 1,0 (Iф= Iнорм ).
Якщо умова за формулою (3.55) не виконується,то необхідно прийняти нове значення найближчого більшого стандартного перерізукабелю, щоб вона виконувалась.
Перевірка перерізу провідників натермічну стійкість
При напрузі понад 1 кВ перевірці натермічну стійкість при КЗ підлягають усі провідники, крім тих, що захищаютьсявисоковольтними запобіжниками.
Критерієм термічної стійкостіпровідників є кінцева температура їх нагрівання при проходженні по них струмуКЗ, яка не повинна перевищувати короткотривалої допустимої нормованоїтемператури.
Для спрощення розрахунків термічназдатність може бути оцінена найменшим перерізом провідника (мм2),термостійким до струмів КЗ
/>, мм2, (3.56)
де Вк– тепловийімпульс струму КЗ, А2с;
Ік = Іп.о– початкове значення періодичної складовоїструму трифазного КЗ, А;
t – дійснийчас вимикання КЗ, с;
С –температурний коефіцієнт, який враховує обмеження допустимої температурипровідника (наводиться в довідкових таблицях), Ас1/2 /мм2.
Величина дійсного часу вимикання КЗвизначається так:
/>, с, (3.57)
де /> – час дії основного РЗ, с;
/> – час вимикання вимикача (можнаприйняти />=0,05 с);
Та – стала часу аперіодичної складової струму КЗ (Та =0,05 с).
Величина початкового значенняперіодичної складової струму трифазного КЗ на шинах НН ГПП Iк1(0)розрахована в підрозділі 3.7.
/>, А; />; />; />, А

/>, А; />,
умова виконується, попередньо обираємокабель марки ААШв-10.
/>с; /> Ас1/2 /мм2.
/> мм2.
Таким чином, кабель відповідає вимогам,остаточно обираємо кабель марки ААШв-10.
Розрахунки длявибору перерізу провідників наведені в таблиці 3.8
Таблиця 3.8 –Розрахунок вибору перерізу провідниківСпоживач
Іном
Sек
Sст
Ідоп
І’доп ААШв-10 ТП1 57,8 41,28 50 140 130,2 3х50 ТП2 36,4 26 35 115 106,9 3х35 ТП3 23,1 16,5 35 90 83,97 3х35 ТП4 57,8 41,28 50 140 140 3х50 ТП5 36,4 37,8 50 155 144,2 3х50 ТП6 153,9 26 35 115 106,9 3х35 ТП7 14,5 29 35 115 106,9 3х35 КУ1,2 26 18,6 35 115 115 3х35 СД 133 95 95 205 205 3х95
Вибір комутаційної апаратури приведенийу додатку Б.
Електрична принципова однолінійна схема електропостачання льотно-повітряноїслужби авіаційного заводу приведена у графічному матеріалі дипломного проекту.

4. ОРГАНІЗАЦІЯ ПОБУДОВИ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЗУСТАНОВКАМИ ГАРАНТОВАНОГО ЖИВЛЕННЯ
 
4.1 Класифікація установокгарантованого живлення
 
На сучасному етапі розвитку суспільства електрична енергіянабуває все більш важливе значення. Це зв'язало з тим, що електрична енергіялегко перетворюється на інші види енергії, зручна при передачі на великівідстані, широко використовується у всіх сферах діяльності людини. Виробництвоелектричної енергії в необхідній кількості при заданій якості, передача їїспоживачам і розподіл між ними здійснюються за допомогою СЕП. Структура СЕПвизначається в першу чергу, складом електроприймачів і їх вимогами до якостіелектропостачання [6 — 10].
Відповідно до нормативних документів всі електроприймачі понадійності і безперебійності електропостачання підрозділяються на трикатегорії.
До першої категорії прийнятовідносити ті електроприймачі, порушення електропостачання яких може спричинитиза собою небезпеку для життя людей, значний збиток народному господарству,викликаний пошкодженням устаткування, масовим браком продукції або розладомскладних тяжко відновлювальних технологічних процесів, а також порушеннямрежиму роботи особливо важливих об'єктів. Електроприймачі першої категорії усвою чергу розділяються на дві групи: групу 1А і групу 1Б. До електроприймачівгрупи 1А відносяться такі електроприймачі, перерва в електропостачанні яких недопустима, оскільки створює особливу небезпеку для життя людей і завдає збиткудержавні інтересам. Злектропріємникі групи 1А, як правило, особливо чутливі доякості електроенергії. До електроприймачів групи 1Б відносяться такиелектроприймачі, які допускають короткочасну (на десяті долі секунди) перерву велектропостачанні. Електроприймачі групи 1Б у меншій мірі, ніж електроприймачігрупи 1А, чутливі до якості електроенергії.
До другої категорії відносятьсяелектроприймачі, перерва в електропостачанні яких спричиняє за собою масовийнедовипуск продукції, простої робітників, устаткування, промисловоготранспорту, порушення нормальної життєдіяльності людей, Електроприймачі другоїкатегорії допускають перерву в електропостачанні на час автоматичного включеннярезервних джерел живлення.
До третьої категоріївідноситься решта електроприймачів, не відповідних під визначення першу і другукатегорії. Електроприймачі третій категорії допускають перерви велектропостачанні на якийсь час, необхідне для ремонту або заміни несправногоустаткування, але не більше одних діб.
У складі споживачів електричної енергії різних об'єктів єелектроприймачі всіх трьох категорій. Забезпечення їх електроенергієюздійснюється СЕП, яку можна представити тією, що складається з системизовнішнього електропостачання, системи внутрішнього електропостачання і системиавтономного електропостачання. Система зовнішнього електропостачання забезпечуєприйом електричної енергії від держенергосистеми і передачу її через системивнутрішнього і автономного електропостачання до електроприймачів об'єкту для їхтривалого живлення. Система внутрішнього електропостачання здійснює прийом,виробництво і розподіл електроенергії між електроприймачам споруд об'єкту.Розподіл електроенергії усередині найвідповідальніших споруд об'єктуздійснюється системою автономного електропостачання. Як правило, основнимиелектроприймачами системи автономного електропостачання є електроприймачіпершої категорії. Ці електроприймачі вимагають організувати своєелектропостачання від двох незалежних джерел, тобто таких джерел, один з якихзберігає свою працездатність при пошкодженнях і аваріях іншого джерела. Одним зтаких джерел є держергосистема, іншим резервним джерелам може служитидизель-електричні, газо- і паротурбіні, атомні і інші електричні станції.
При зникненні напруги зовнішньої мережі на введенняхсистеми автономного електропостачання електроприймачі першої категорії в періодпідготовки і включення в роботу резервного джерела одержують електричну енергіювід установок гарантованого живлення (УГЖ).
УГЖ є електроустановкою, що забезпечує електропостачанняелектроприймачів без перерви або з допустимою перервою від моменту часузникнення напруги, що поступає від основного джерела, до моменту часу появинапруги, що поступає від резервного джерела.
/>
На рис. 4.1 приведений один з можливих варіантівструктурної схеми системи автономного електропостачання, що містить основне(ОД) і резервне (РД) джерела, установку гарантованого живлення УГЖ ікомутаційну апаратуру, представлену автоматичними вимикачами QF1 – QF5. Доскладу УГЖ (рис. 4.1.) входять розподільні устрої РУ1 і РУ2, перетворювач (ПЕ)і накопичувач (НЕ) енергії. В даному варіанті системи автономногоелектропостачання як основне джерело в переважній більшості випадківвикористовується держенергосистема, а як резервне джерело застосовуєтьсядизель-електрична станція. Переважне застосування дизель-електричних станцій(ДЕС) в порівнянні з газотурбінними установками (ГТУ) електрохімічнимигенераторами (ЕХГ) радіоізотопними термоелектричними генераторами (РІТЕГ)ядерними енергетичними установками (ЯЄУ) з термоелектричними (ТЕЛП) ітермоемісійними (ТЕМП) перетворювачами пояснюється їх кращимитехніко-економічними показниками, приведеними в таблиці 4.1
Таблиця4.1 – Питомі характеристики джерел електроенергії
Тип
джерела
ККД,
%
Питомі
витрати
палива,
кг/кВт·год
Питома потужність,
Вт/кг
Питома габаритна потужність,
кВт/м3
Питома
вага,
кг/кВт
Питома
вартість,
гр./кВт·год
Термін дії,
років ДЕС 42 0,22 ÷ 0,3 320 8 ÷ 20 3 ÷ 7 0,05÷0,09 10 ГТУ 28 0,3 ÷ 0,5 1600 20 ÷ 90 0,5 ÷ 3,0 0,05÷0,09 10 ЕХГ 70 0,04 ÷ 0,4 70 ÷ 200 250 5 ÷ 14 2 2 РІТЕГ 5
0,6·10-7÷10-5 10 ÷ 20 10 ÷ 15 20 ÷ 100 25 10
ЯЕУ з
ТЕЛП 8
0,55·10-6 50 ÷ 100 30 60 ÷ 70 50 10
ЯЕУ з
ТЕМП 12
0,35·10-6 50 ÷ 100 30 60 ÷ 70 800 1
Перетворення електроенергії в УГЖ може проводитися якелектромашинними, так і статичними агрегатами. Як накопичувачі енергіїпереважне поширення отримали механічні і електрохімічні накопичувачі. Частішеза все УГЖ забезпечують електропостачання електроприймачів електроенергією зпараметрами, аналогічними параметрам напруги і частоти промислової мережа.Разом з тим у ряді випадків застосовують УГЖ змінного струму підвищеної частотиі УГЖ постійного струму. При виборі типу УГЖ в даний час виходять з вимог, щопред'являються приймачами електроенергії до її якості, величини потужностіелектроприймачів, типу резервного джерела електроенергії і часу переведення електропостачанняз основного джерела живлення на резервне.
Відповідно до прийнятою в даний час класифікації УГЖ розрізняють по наступних ознаках:
- по роду вихідного струму: на установки змінногоструму і установки постійного струму. Установки змінного струму можуть бутиоднофазними і трифазними, промислової і підвищеної частоти;
- по типу перетворювача енергії з електромашинними істатичними перетворювачами;
- по типу накопичувачів енергії: на установки змеханічними і електрохімічними накопичувачами енергії;
- за способом включення в систему електропостачання:на встанови з послідовним і паралельним включенням;
- по можливих перервах електропостачання: наустановки, що не допускають перерви і навіть розриву синусоїди вихідноїнапруги, і установки, що допускають короткочасну перерву в електропостачанні;
- за способом резервування: на установки, що працюютьв режимі навантаженого резерву, і установки, що працюють в режимі ненавантаженого резерву і що знаходяться або у вимкненому стані, або в режиміхолостого ходу.
Основним елементом, що визначає готовність УГЖ до прийняттянавантаження після відключення основного джерела, є накопичувач енергії.Основні техніко-економічні характеристики застосовуються в даний час іперспективних накопичувачів енергії приведені в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 –Техніко-економічні характеристикинакопичувачів енергіїТип накопичувача енергії
Питома енергоємність w, кДж/кг
Питома Потужність Р, Вт/кг Число циклів (число годин)
Упругие аккумуляторы на базе:
-стальных пружин
-резиновых элементов
-газовых элементов
Аккумуляторные батареи:
-свинцово-кислотные
-никель-кадмиевые
-серебряно-цинковые
Литиевый элемент
Топливный элемент
Маховичный аккумулятор на базе:
-стального диска с отверстиями
-стального диска равной прочности
-ленточного супермаховика
-супермаховика из стекловолокна
-супермаховика из кварцевой нити
-супермаховика из алмазного волокна
0,32
3,2
28
64
110
400
600
15
10
120
120 ÷ 150
650
5000
10000
104
80
104
80
80
150
80 ÷ 150
70 ÷ 200
200
500
104
104
104
104
107
1000 ÷ 5000
107
300
1000 ÷ 3000
1000
10000 год.
5000 год
105 год.
105 год.
105 год.
4.2 Установки гарантованогоживлення з електромашинними перетворювачами і механічними накопичувачамиенергії
Розглянемо основні схеми УГЖ з електромашиннимиперетворювачами і механічними накопичувачами енергії. Основною особливістю цихУГЖ є наявність в них інерційних маховиків, що володіють запасом кінетичноїенергії, достатнім для здійснення переходу з основного джерела живлення нарезервне без перерви в електропостачанні. УГЖ даного типу можуть виконуватисяяк на постійному, так і на змінному струмі. Рід струму визначається виборомтипу генератора і залежить в першу чергу від складу приймачів електричноїенергії.
/>
На рис. 4.2представлені найпростіші варіанти схем УГЖ з механічними накопичувачамиенергії. Так, на рис. 4.2, а зображенасхема УГЖ, у якої електромашинний перетворювач (ЕМП) виконаний у складіасинхронного електродвигуна (АД) М і синхронного генератора G. На валу, щосполучає 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, якийпідключений до шин гарантованого живлення (ШГЖ). При відключенні основного джерелами, подається команда на запускрезервного джерела (РД). Під часперемикання з основного джерела на резервне електроприймачі, підключені до шин ШГЖ, одержують електроенергію від генератора Gприводиться в обертання маховиком. Автоматичні вимикачі QF1 і QF2 забезпечують комутаціюЕМП і захист двигуна від коротких замикань і перевантажень. Автоматичнийвимикач дозволяє забезпечити живлення електроприймачів ШГЖ безпосередньо відосновного джерела. При цьому ЕМП працює в режимі холостого ходу, вимикач QF2 вимкнений. При такій організації роботи УГЖнемає втрат енергії, пов'язаних з процесами перетворення енергії в ЕМП, протемає місце перерва в електропостачанні при переведенні з основного джерела нарезервне. 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 основногоджерела, на роботу приймачів електроенергії, підключених до ШГЖ. Ця схема, крімтого, дозволяє отримати число фаз, форму кривої струму, величину напруги,величину частоти і інші параметри, відмінні від відповідних параметрівосновного джерела.
Разом з тим, схемі, властиві серйозні недоліки:
- низький коефіцієнт корисної дії (постійно працюєЕМП і мають місце втрати енергії в двигуні і генераторі);
- частота напруги, що знімається на ШГЖ, навіть внормальних режимах роботи нижче синхронній (частота обертання АД менше на величинуковзання частоти основного і резервного джерела).
На рис. 4.2, б і 4.2, в представлені схемидизельінерційних УГЖ. УГЖ (рис. 4.2, б) складається з синхронногогенератора G асинхронного електродвигуна М, маховика, муфти зчеплення МЗ ідизеля, зібраного на загальній рамі. В нормальному режимі роботи автоматичнівимикачі QF1 і QF2включені і АД обертає інерційний маховик і генератор G.Електроприймачі, приєднані до ШГЖ, одержують живлення від генератора G. Муфтазчеплення (МЗ) відключена і роз'єднує дизель і електромашинний перетворювач.
При відключенні основного джерела вимикається вимикачзапускається дизель і включається муфта зчеплення. На час запуску і прийомунавантаження дизелем шини гарантованого живлення продовжують одержуватиелектричну енергію від генератора, що приводиться в обертання інерційниммаховиком.
В установці гарантованого живлення (рис. 4.2, в)застосована обернена електрична машина (ОЕМ), підключена за допомогою автоматичного вимикача QF2 паралельномережному введенню (введенню основного джерела, включеному вимикачем QF1).Електропостачання приймачів електричної енергії, підключених до ШГЖ, внормальному режимі роботи здійснюється від основного джерела. При цьомуоборотна електрична машина працює в руховому режимі, обертаючи маховик. Муфтазчеплення (МЗ) вимкнена, і вал дизеля від'єднаний від валу генератора.
При відключенні основного джерела оборотна електричнамашина переходить в генераторний режим роботи, включається муфта зчеплення,приєднуючи вал дизеля до валу маховика, який при пуску дизеля виконує рольстартера, що обертається. Одночасно включається подача палива в дизель, якийстає приводним механізмом УГЖ, і відключається автоматичний вимикач QF1 припиняючи віддачу електроенергії від УГЖ вколо основного джерела. Залежно від вимог до САЕ по надійностіелектропостачання в схемах, приведених на рис. 4.2, можуть використовуватисядві або більше число установок гарантованого живлення.
Порівняльна оцінка УГЖ, виконаних по схемах рис. 4.2, б ірис. 4.2, в, дозволяє визначити їх достоїнства і недоліки.
Так, основною перевагою схеми(рис. 4.2, б) є відсутність гальванічного зв'язку між зовнішньою мережеюі генератором, підключеним до шин гарантованого живлення. В схемі немаєреверсу, і при зникненні напруги зовнішньої мережа інерційний маховик незатрачує енергію на живлення зовнішньої мережа (можливого короткого замикання)до моменту виключення вимикача QF1. Крім того, на роботі відповідальних електроприймачів практично не позначаються відхилення іколивання напруги і частоти, що мають місце в зовнішній мережа. Схема проста вуправлінні, оскільки в ній не потрібна синхронізація генератора і зовнішньоїмережа. 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 процесуперетворення енергії. Низька надійність електропостачання визначається тим, щоУГЖ одержують електричну енергію за допомогою двох послідовно включенихелектричних машин, вихід з ладу яких або будь-який з них навіть за наявностінапруги зовнішньої мережа або справному стані дизеля приводить до порушенняелектропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ.
Низький коефіцієнт корисної дії схеми (рис. 4.2, б)зв'язаний з тим, що агрегати, що здійснюють перетворення енергії, мають істотнівтрати, що становлять величину, рівну 20% Рном, при живленнівід зовнішньої мережа. В автономному режимі роботи коефіцієнт корисної діїсистеми ще нижче. Крім того, схемі (рис. 4.2, б) властиві великігабарити і маса, що у ряді випадків є вирішальною перешкодою, особливо привеликій потужності агрегатів.
УГЖ, виконана по схемі (рис. 4.2, в), має наступні перевагив порівнянні з УГЖ, виконаної по схемі (рис. 4.2, б):
- високу надійність електропостачання;
- високий коефіцієнт корисної дії (втрати енергії приживленні від зовнішньої мережа не перевищує величину, рівну 7% Рном,а у разі автономної роботи коефіцієнт корисної дії установки практично рівнийкоефіцієнту корисної дії автономного дизель-генератора);
відносно невеликі габарити і маса, обумовлена застосуваннямтільки однієї електричної машини;
- просту схему електричних з'єднань і автоматичногоуправління.
Разом з тим, схемі (рис. 4.2, в) властиві і недоліки:
- вплив відхилень і коливань напруги і частотизовнішньої мережа на роботу електроприймачів, включених на шини гарантованогоживлення;
- втрати кінетичної енергії маховика на живленняможливого короткого замикання в колі основного джерела до моменту виключенняавтоматичного вимикача QF1;
- необхідність в проведенні синхронізації при пускуУГЖ і при зворотному переході живлення на основне джерело (при пускурозкручування маховика здійснюється дизелем, і включення можливо тільки покоманді 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-генераторапередбачений двигун-генератор на базі асинхронного двигуна М і синхронногогенератора G2 з інерційним маховиком. АД М вимикачем QF3 підключене паралельновведенню основного джерела (ОД). Синхроний генератор G2 підключений вимикачемQF4 до ШГЖ.
Кожний з агрегатів в схемі (рис. 4.3) володіє на першийпогляд 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 сутізводиться до нуля у зв'язку з тим, що час запуску резервного дизель-генераторапрактично на порядок вище за час пуску дизеля в УГЖ (рис. 4.2, в). У зв'язку зцим необхідно значно збільшувати момент інерції, а значить і масу маховика, щоу свою чергу вимагає збільшення потужності асинхронного двигуна Мдвигун-генератора, а значить і збільшення потужності резервногодизель-генератора. Крім того, система, виконана і схемі (рис. 4.3), має уявнувисоку надійність електропостачання. Фактична надійність електропостачанняелектроприймачів при живленні від основного джерела визначається надійністюдвох послідовно включених електричних машин, а при живленні віддизель-генератора – надійністю трьох послідовно включених електричних машин.
/>
Втрати енергії в комбінованій схемі при живленніелектроприймачів від основного джерела досягають 25% Рном,споживачів УГЖ, а при живленні від дизель-генератора через двигатэль-генераторкоефіцієнт корисної дії системи на 30 % нижче, ніж у системи, виконаної посхемі (рис. 4.2, в). Це у свою чергу приводить до збільшення потужностірезервного дизель-генератора.
При визначенні моменту інерції маховика необхідновраховувати величину допустимого зниження частоти, потужність навантаження,частоту обертання маховика, час, протягом якого резервне джерело може прийнятинавантаження, і коефіцієнт корисної дії перетворювача енергії. У випадку, якщонеобхідна величина кінетичної енергії маховика Wк відома,масу маховика mм,радіус якого рівний Rм, для заданого діапазону частот обертанняв 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 Wкможна визначити, знаючи потужність навантаження Рн і час tп, протягом якого здійснюєтьсяпереклад електропостачання з основного джерела живлення на резервне. Длядизель-генераторних УГЖ з інерційними маховиками час tп, з одного боку, визначається часом, протягом якого встановлюється, щоосновне джерело відмовило, і часом пуску дизеля. З другого боку, величина tп найбезпосереднішим чином впливаєна величину мінімальної частоти обертання маховика в розрядному циклі />. Виходячи з диференціальногорівняння руху валу УГЖ і рахуючи навантаження системи Рннезмінної, можна для розрядного циклу роботи маховика, записати наступнийвираз:
/> (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 tп, отримаємо:
/>. (4.4)
З (4.4) легко знайти зв'язок між величинами /> і tn:
/> (4.5)
В розрядному циклі величина /> не може знизитися до допустимогозначення /> визначуваногоз умови допустимого перевантаження дизеля. Перевантаження дизеля при зниженнічастоти можна визначити, знаючи статизм його регулярної характеристики. Длясамого небезпечного випадку, коли перехід з основного джерела живлення нарезервне здійснюється при номінальному навантаженні, величина перевантаженнядизеля Рпg, визначається його регулярною характеристикою ірівна:
/> (4.6)
де Рпg– перевантаження дизеля%;
s –статизм регулярної характеристики дизеля %.
Очевидно, що при розробці УГЖ потрібно прагнути зменшеннячасу tn, протягом якого здійснюється переклад системиелектропостачання з основного джерела живлення на резервне.
Для цієї мети необхідний, по-перше, зменшувати часвизначення факту відмови основного джерела і, по-друге, зменшувати час пускудизеля.
4.3 Установки гарантованого живлення з електромашиннимиперетворювачами і електрохімічними накопичувачами енергії
На рис. 4.4 приведені найпоширеніші схеми УГЖ зелектромашинними перетворювачами і електрохімічними накопичувачам енергії:схема двомашинного агрегату (рис. 4.4, а) і схема трьохмашинногоагрегату (рис. 4.4, б).
/>
У двомашинного агрегату (рис. 1.4, а), що єперетворювач напруги постійного струму в напругу змінного струму, застосованийдвигун постійного струму і генератор змінного струму. Як накопичувач енергіївикористовується акумуляторна батарея працююча в режимі підпору і включенапаралельно випрямлячу В1, що живить двигун постійного струму М. Режим підпорузабезпечується тим, що, по-перше, напруга на виході випрямляча вибираєтьсябільшим, ніж напруга на виході акумуляторної батареї GB і, по-друге, між акумуляторною батареєю і випрямлячем включенийвентильний елемент, роль якого виконує діод VD. За наявності напруги зовнішньої мережа живлення двигуна постійногоструму M здійснюється від випрямлячаВ1. Акумуляторна батарея знаходиться в режимі заряду, забезпечуваного заряднимустроєм (ЗУ). Двигун постійного струму М розташований на одному валу згенератором G, який за допомогою вимикача QF1 підключений до шин гарантованогоживлення (ШГЖ).
В аварійному режимі роботи при відключенні основногоджерела протягом часу виходу на необхідний режим резервного джерела живленнядвигуна постійного струму здійснюється від акумуляторної батареї.Електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ, здійснюється безрозриву синусоїди живлячої напруги на виході генератора G. Після включення резервного джерела електромашинний перетворювачперекладається знов на живлення від випрямляча.
У трьохмашинного агрегату (рис. 4.4, б) внормальному режимі роботи генератор G приводиться в обертання АД, який одержує живлення від основногоджерела. В аварійному режимі роботи до включення резервного джерела синхроннийгенератор перекладається на привід від двигуна постійного струму, якийвимикачем QF2 підключений до акумуляторної батареї GB. Заряд акумуляторної батарея здійснюється зарядним устрій (ЗУ) занаявності напруги на шинах розподільного пристрою (РУ) Первинний пусктрьохмашинного агрегату здійснюється двигуном постійного струму. Це дозволяєуникнути перевантаження УГЖ, яке може бути викликаний великими струмами,характерними для пуску АД.
УГЖ на електромашинних перетворювачах з електрохімічниминакопичувачами енергії дозволяють забезпечити безперебійність електропостачанняелектроприймачів без розриву синусоїди живлячої напруги при переведенняживлення з основного джерела на резервне, викликаному аварією або відмовоюосновного джерела. Для цих УГЖ, крім того, властиво висока якість кривоїнапруги на ШГЖ і ослаблення впливу коливань і відхилень напруги і частотизовнішньої мережа на роботу електроприймачів, підключених до ШГЖ. Основниминедоліками даних схем УГЖ є:
- низький коефіцієнт корисної дії, обумовленийдвократним перетворенням енергії в електромашинних перетворювачах;
- низька надійність установки, визначувананайслабкішою ланкою, якою є двигун постійного струму;
- малий моторесурс (до 10 тис. годин);
- обмежена швидкодія;
- шум, наявність вібрацій, необхідність установкимогутніх фундаментів;
- великі маса і габарити акумуляторних батарей;
- складність стабілізації вихідної напруги, щовикликається зміною в широких межах напруги акумуляторної батареї при їїрозряді;
- складність експлуатації, що викликається наявністющеточно-колек-торного вузла в двигунах постійного струму і низкою ступенемавтоматизації, визначуваної специфічними особливостями роботи і зберіганняакумуляторних батарей;
- низька точність підтримки частоти напруги, щовиробляється, на ШГЖ, властива УГЖ з трьохмашинним агрегатом.
Стабілізація частоти з високою точністю може бутидосягнутий, якщо в УГЖ з трьохмашинним або двомашинним агрегатом замістьсинхронного генератора застосувати МДП-генератор (машину подвійногоживлення). МДП-генератор є асинхронним генератором з фазним ротором, збуджуваним струмом частотиковзання. При цьому МДП-генератор дозволяє отримати стабільну частоту вширокому діапазоні кутових частот обертання. Обмотка збудження такогогенератора може харчуватися від спеціального синхронного збудника абобезпосередньо від ШГЖ. В останньому випадку говорять, що має місце режимсамозбудження. Як в схемах із збудником, так і в схемах без нього роторнаобмотка підключена через перетворювач частоти, службовець для зміни частотинапруги, що подається на обмотку збудження.
4.4 Установки гарантованого живлення на статичнихперетворювачах і електрохімічних накопичувачах енергії
 
В даний час переважне поширення отримали серед УГЖ настатичних перетворювачах УГЖ змінного струму і УГЖ постійного струму. На рис. 4.5приведені основні структурні схеми УГЖ змінного струму на статичнихперетворювачах:
- 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 нормальномурежимі одержують живлення від основного джерела через стабілізуючетрансформатор (СТС), акумуляторна батарея знаходиться в режимі заряду (QF3включений), а інвертування (I) знаходиться в режимі холостого ходу (QF4вимкнений). При аварії в ланцюгах основного джерела до виходу на режимрезервного джерела електропостачання ШГЖ здійснюється інвертуванням (I)живленим акумуляторною батареєю GВ. Інвертування включається вимикачем QF4. Всхемі має місце перерва в електропостачанні на час включення вимикача QF4.
На рис. 4,5, б представлена схема УГЖ, що забезпечуєбезперебійне електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ. В схеміпередбачений резервний канал, утворений зв'язком розподільного пристрою і ШГЖза допомогою стабілізатора напруги на базі трансформатора СТС. За наявностінапруги на введенні основного джерела електроприймачі ШГЖ одержуютьелектроенергію від РУ через СТС або від РУ через випрямляч (В)і інвертування(I). При паралельній роботі СТС і інвертування необхідно передбачити синхронізаціюнапруг інвертування і мережа.

/>
На час переведення електропостачання з основного джерела,на резервний живлення електроприймачів ШГЖ здійснюється від акумуляторноїбатареї GВ, яка через діод VDпідключена до інвертування I).Акумуляторна батарея GВ працює врежимі підпору (за наявності напруги на шинах РУ діод VD закритий), для чогонапруга на виході випрямляча повинна перевищувати напругу акумуляторноїбатареї. Заряд акумуляторної батареї проводиться від окремого зарядного устрою(ЗУ) або від випрямляча В ланки постійного струму.
Підвищення надійності ШГЖ досягається застосуванням двохнезалежних ліній живлення так, як це показано на рис. 4.5, в. Кожна зцих 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 режимироботи:
- ненавантажений резерв;
- навантажений резерв.
В режимі ненавантаженого резерву одна з ліній живлення можебути знеструмлений (вимкнені вимикачі QF1, QF3 або QF2, QF4), або може працювати на холостому ходу (вимкненівимикачі QF3 або QF4). При цьому досягається безперебійність електропостачанняпри аварії зовнішньої мережа і випрямляча. Проте аварія інвертування викликаєпри ненавантаженому резерві перерву електропостачання, що свідчить про більшуперевагу режиму навантаженого резерву. В схемі можливо забезпечити паралельнуроботу обох інвертувань від одного випрямляча або від однієї акумуляторноїбатареї, вимкнувши для цього вимикач QF1 або QF3 і включивши вимикач QF5.Недоліком режиму навантаженого резерву є зниження коефіцієнта корисної дії EГЖу зв'язку із зменшенням завантаження кожного інвертування до 50 %.
У разі, коли всі електроприймачі УГЖ є електроприймачамипостійного струму, в УГЖ немає необхідності застосовувати ланку змінногоструму, і схема УГЖ спрощується (рис. 4.6). На рис. 4.6, а представленасхема УГЖ постійного струму, яка майже повністю повторює в частині ланкипостійного струму схему УГЖ на рис. 4.5, в. В даній схемі застосованістабілізатори напруги CH1 і СН2, що здійснюють підтримку напруги на ШГЖ призміні навантаження і зміні напруги на вході у випрямляч. На рис. 4.6, б представленасхема УГЖ постійного струму, що реалізовує модульний принцип побудови і щомістить секційні розподільні устрої і ШГЖ. Тут показані модулі УГЖ M1 і М2,кожний з яких складається з двох випрямлячів BI, В4 або В2, ВЗ, двохакумуляторних батарей GВ1, GB4 абоGB2, GB3 і одного стабілізатора напруги CH1 або СН2. Випрямлячі кожного модуляодержують електроенергію від різних секцій розподільного устрій (від РУ1 іРУ2). До кожної секції РУ приєднано по одному основному і одному резервномуджерелу. Таке схемне рішення забезпечує роботу модуля від випрямляча навіть приаварії одного з основних джерел. Паралельна робота випрямлячів в модулідозволяє підвищити якість напруги на ШГЖ при включенні могутніхелектроприймачів.
На відміну від розглянутих раніше варіантів в схемі рис. 4.6,б секційні і ШГП. Так, кожний модуль підключений як до ШГЖ1, так і доШГЖ2. Така організація струмоутворюючіх каналів забезпечує високу надійність електропостачанняелектроприймачів. Другою відмітною особливістю УГЖ (рис. 4.6, б) єнаявність додаткового резервного джерела РДЗ, що є джерелом постійного струму іпідключеного до третьої секції ШГЖ, а саме до ШГЖ3, має зв'язок з ШПЖ1. ВідШГЖ3 і РДЗ організовують електропостачання електроприймачів тоді, коли основніі резервні джерела ОД1, ОД2, РД1 і РД2 відключені і коли потрібнорегламентувати із тих або інших причин енергоспоживання. Включення РДЗздійснюється вимикачем (QF8, прицьому одночасно вимикається вимикач QF7, розриваючи зв'язок ШПЖ1 і ШГЖ3. Заряд акумуляторних батарейздійснюється від випрямлячів за наявності змінної напруги на РУ1, РУ2, Зв'язоквипрямлячів і акумуляторних батарей в режимі показаний стрілками.
ШГЖ на статичних перетворювачах дозволяють забезпечититривалу роботу випрямлячів і інвертувань без обслуговуючого персоналу. Їхперевагами також є відсутність вібрацій, низький рівень шумів, більш високий,ніж у установок з електромашинними перетворювачами і акумуляторними батареями, коефіцієнткорисної дії.
Разом з тим УГЖ на статичних перетворювачах властиві інедоліки, головні з яких:
- низька якість вихідної напруги (для його підвищеннянеобхідно ускладнювати установку, вводячи в її склад фільтри, що підвищуєгабарити і масу УГЖ);
- великі вагогабаритні показники акумуляторнихбатарей;
- труднощі, пов'язані з експлуатацією акумуляторнихбатарей;
- великі спотворення, що вносяться в мережу живленняпри роботі випрямляча.
У ряді випадків для зниження маси і габаритів УГЖ настатичних перетворювачах доцільно застосовувати проміжне високочастотнеперетворення електричної енергії.
При зіставленні різних типів УГЖ зручно використовуватипитомі техніко-економічні показники, що виявляють собою номінальні значенняпотужності, 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 зростанніпотужності від 100 до 1000 кВ·А питома вартість. знижується в 1,25÷1,2разу. Слід підкреслити, що тенденція витіснення обертається УГЖ статичними,характерна для 70-х років, змінюється тенденцією розширення упровадженняобертається УГЖ. Це пояснюється не тільки їх більш низькою вартістю (вартістьУГЖ із статичними перетворювачами в чотири рази більше, ніж обертається УГЖ).Це пов'язано і з низькою перевантажувальною здатністю УГЖ на статичнихперетворювачах, а також і з тим, що потужність електроприймачів, що вимагаютьживлення від УГЖ, постійно збільшується, а УГЖ більшій одиничній потужності зелектромеханічними перетворювачами по всіх показниках краще, ніж УГЖ такої жпотужності із статичними перетворювачами і акумуляторними батареями.

5.ОХОРОНА ПРАЦІ І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА
 
5.1Загальні питання охорони праці
 
Актуальність охорони праці.Охорона праці – цесистема 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 документівпо техніці безпеки, підлягаючих виконанню в процесі проектування, випуску, експлуатації, ремонту і демонтажурізних видів устаткування.
Характеристика виробничого середовища.Припроектуванні СЕП льотно-повітряної служби були використаний персональнийкомп'ютер в учбовій лабораторії кафедриелектротехнічних систем ХУПС, яка знаходитися на другому поверсі чотириповерхової цегляної будівлі, ЕЕ площа складає 4x5=20 м2,висота 4,5м.
Питання охорони праці і навколишнього середовищарозглядаються стосовно дослідника з використанням комп'ютера і позначеногоприміщення, оскільки приміщення льотно-повітряної служби ідентично що розглядається по характеристиках охорони праці.
Лабораторія є приміщеннямз підвищеною небезпекою поразки людини електричним струмом. По категоріїпожежонебезпеки лабораторія відноситься до виробничої категорії В,оскільки в приміщенні знаходяться тверді негорючі матеріали. Ці матеріали попожежонебезпеки відносяться до ІІ-IIа згідно ОНТП 24–86 [11]. По характерунавколишнього середовища, приміщення лабораторії відноситься до класу «нормальних», оскільки в ньому відсутні ознакивластиві приміщенням жарким,запорошеним і з хімічно активним середовищем.Небезпечні і шкідливі чинники характерні для даного виду виконуваних робітприведені в табл. 5.1.

Таблиця 5.1 – Перелік шкідливих і небезпечних виробничихчинників
Найменування
чинника Джерело виникнення
Характер
дії Нормативний значення Підвищений рівень іонізуючих випромінювань в робочій зоні Екрани і інші поверхні ЕОМ Порушення обміну речовин
Кількість легенів: позитивних іонів Ф=1500-3000 см3;
 негативних іонів Ф=3000-5000 см3 Рентгенівські випромінювання Монітор Порушення обміну речовин 100 мкр/ год, не перевищує норми Пряма і відображена блистивість Неправильне розташування екрану Стомлення зорового аналізатора Показник засліпленої р=0,12 Підвищений рівень статичної електрики Незаземлені поверхні корпусів Ураження електричним струмом Е=15 кВ/ м Шум і вібрації Друкарська техніка, вентиляційна система Стомлення організму L=50 дБ Електричний струм  Електрична мережа  Ураження струмом  I=(0,6–1,5) мА Підвищена пульсація світлового потоку Лампи денного світла, монітор ЕОМ Перевтома зорового аналізатора Кр=5% Хімічні чинники
  Виробничий загальний пил Статична електрика, накопичена на діелектричних поверхнях Роздратування слизистої оболонки ПДК=4мг/м3 Нервово-психічні перевантаження Напруженість праці Відповідальність, трудність дослідницького завдання Напруга центральної нервової системи, загальне стомлення Категорія роботи: напружена Зниження витривалості до початкового Відповідальність, трудність дослідницького завдання Напруга центральної нервової системи, загальне стомлення 40% Подовження часу реакції на світло або звук Відповідальність, трудність дослідницького завдання напруга центральної нервової системи, загальне стомлення 40-50% Ергономічні характеристики Яскравість екрану Екран монітора Стомлення зорового аналізатора
В=100 кд·м2 Контрастність зображення Екран монітора Стомлення зорового аналізатора
к=(вф-в0)·вф=0,9
вф- яскравість фону
в0-яркость объекта
 
5.2 Промислова санітарія
 
Вимоги до мікроклімату робочої зони.Робота подослідженню відноситься до категорії 1а, фізичні витрати – 120 ккал/год, алеоскільки проектування є нервово-напруженою працею, то умови мікроклімату вприміщенні повинні відповідати оптимальним у відповідності з ГОСТ [16].Нормовані параметри представлені в табл. 5.2
Таблиця 5.2 – Нормовані параметри мікроклімату
Період
роки
Категорія
роботи згідно
Температура повітря t, 0C Відносна вогкість повітря j, %
Швидкість
рухи
повітря V, м/с Холодний Легка 1А 22– 24 40 – 60 0,1 Теплий Легка 1А 23– 25 40 – 60 0,1
Для забезпечення комфортності використовуєтьсяпровітрювання і кондиціонування. Для забезпечення оптимальних параметрівмікроклімату в приміщенні передбачена система опалювання (загальне парове),система вентиляції (загальна приточування-витяжна штучна) згідно СНІП [15].
Освітлення лабораторії. Приміщення лабораторії маєодностороннє природне освітлення через віконні отвори в зовнішніх стінах,орієнтованих на північний схід. Природне освітлення нормується коефіцієнтомприродного освітлення (КПО) по СНІП [14]. Нормовані значення КПО для будівельрозташованих в IV поясі світлового клімату /> визначається по формулі
/> (5.1)

де /> = 1,5%– для III світловогопояса;
m = 0,9– коефіцієнт світловогоклімату;
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 лінійсвітильників, розташованих в стороні від робочого місця паралельно лінії зору.Джерело світла при штучному освітленні – люмінесцентні лампи типу ЛБ-40. Рівеньосвітленості в робочій зоні 300-500 лк. Тип світильника ПВХ1-2´40.
Проведемо розрахунок штучного освітлення в лабораторії, якізнаходяться на 1-у поверсі 3-х поверхової цегляної будівлі. ЕЕ площа складає4x5=20 м2, а висота 4,5м. Результати розрахунків зведені в табл. 5.3, а схемарозташування світильників в лабораторії зображена на рис. 5.1.
/>

Рисунок 5.1 – Схема розташування світильників в лабораторії
Таблиця 5.3 – Розрахунок штучного освітленняПоказник Значення Обґрунтування вибору Еmin 500 лк Еmin – мінімальна нормована освітленість, лк; Розряд зорових робіт – 3, високої точності. Якнайменший розмір об'єкту розрізнення – 0,3-0,5 мм, підрозряд: контраст об'єкту розрізняння – мале, фон– середній k 1,5 до – коефіцієнт запасу, k=1,5 для складальних цехів, лабораторій. S 20 м2 S – освітлювана площа, м2. А·В=4·5=20 м2. Показник Значення Обґрунтування вибору Z 1,15 Z – коефіцієнт мінімальної освітленості (коефіцієнт нерівномірності освітлення). Для лампи типу ДРЛ Z =1,15. h
26 %
0,26 ед.
h– коефіцієнт використовування світлового потоку в частках одиниці залежить від:
— типу світильника: виберемо РСП05/ГО3 (для лампи типу ДРЛ);
— індексу приміщення :, /> де А, В, h – довжина, ширина і розрахункова висота підвісу світильника над робочою поверхнею приміщення, м:
/>, де H = 4,5– геометрична висота приміщення; hСВ – звіс світильника, hсв = 0,2 м; hP – висота робочої поверхні hP = 0,8 м.
 h=4,5-0,2-0,8=3,5 м; i=4·5/3,5(4+5)=0,63
— коефіцієнта віддзеркалення залежить від коефіцієнтів віддзеркалення поверхонь приміщення: стелі rп, стін rз, пола rр.
Для виробничих приміщень з незначними пиловиділеннями: rп = 50% rз = 30% rр = 10%.
Враховуючи всі параметри h = 26% Ф 5600 Ф – величина світлового потоку залежить від типу лампи. Тип лампи виберемо ДРЛ 125 (ДРЛ більш могутні і мають велику світловіддачу до 90 лм/Вт). Для ДРЛ 125 Ф=5600. n 2 n – число ламп в світильнику приймемо =2
/>
Шум і вібрації. В приміщенні лабораторії рівень звуковоготиску, рівень звуку і еквівалентні рівні звуку на робочих місцях відповідаютьвимогам [12]. Рівень шуму і рівень вібрації в лабораторії не перевищують норми.

Вимоги до рівня електромагнітних випромінювань. В табл. 5.4приведені рівні іонізації повітря приміщень ДНАОП
Таблиця 6.4 – Нормовані рівні іонізації повітряРівні
Кількість іонів в 1 см3 повітря
n+
n- Мінімально необхідні 400 600 Оптимальні 1500-3000 3000-5000 Максимально допустимі 50000 50000
5.3 Техніка електробезпеки
Електроживлення системи лабораторії здійснюється трифазнимзмінним струмом напругою 220 В і частотою 50 Гц. Електробезпека електричнихприладів забезпечується комплексом конструктивних, схемно-конструктивних іексплуатаційних засобів і способів захисту.
Конструктивні заходи електробезпеки запобігають можливимдоторкання людини до струмопровідних частин. Всі вимірювальні пристрої виконанів захисних корпусах. Відкриття кришок корпусів слід робити тільки післявідключення приладу від мережі живлення. Відповідно ПУЕ–87 [11] ступінь захистуоболонок 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 дотикулюдини до струмопровідних частин електричних пристроїв при пробої ізоляції івиникненні електричного потенціалу на них. В даному випадку відповідно [12]ефективною схемно-конструктивною мірою захисту є занулення. Принципова схемазанулення в мережа однофазного струму до 1000 В представлена на рис. 5.2.
Принцип дії занулення: перетворення замикання на корпус воднофазне коротке замикання (КЗ) (замикання між фазним і нульовим захиснимдротами з метою викликати великий струм, здатний забезпечити спрацьовуваннязахисту, що відключає пошкоджену електроустановку від мережа). Чим більше струмоднофазного КЗ />, тим швидше і надійнішевідбудеться відключення пошкодженого споживача.
Існує три важливі елементи занулення. Нульовий захиснийдріт, який забезпечує необхідний для відключення установки струм КЗ шляхомстворення для цього струму коло з маленьким опором. Для цього підбираєтьсянульовий захисний дріт з відповідною провідністю, що становить не менше 50 %від повної провідності фазного дроту. Заземлення нейтралі обмоток джереластруму, що живить мережу, необхідне для зниження напруги корпусів, щозанулюються (нульового захисного дроту) щодо землі до безпечного значення призамиканні фази на землю. Повторне заземлення нульового захисного дроту знижуєнапругу щодо землі занулюючих корпусів в період замикання фази на корпус ісправній схемі занулення, і у разі обриву нульового захисного дроту.
/>

Рисунок 5.2 – Принципова схема занулення в однофазніймережа до 1000 В: 1– корпус електроустановки; 2– апарат захисту від струмів КЗ;Ф, НР, НЗ – фазний, нульовий робочий, нульовий захисний дріт відповідно; /> – опірзаземлення нейтрали обмотки джерела струму; /> – опір повторного заземленнянульового захисного дроту; /> – струм КЗ; />, /> – частини струму КЗ, щопротікають через НЗ і через землю відповідно

Мета розрахунку занулення: визначити умови, при якихнадійно виконуються покладені на нього задачі – швидке відключення пошкодженоїустановки від мережа і забезпечення безпеки дотику людини до занулюючих частинустаткування в аварійний період. Тому занулення повинне розраховуватися навідключаючу здатність і безпеку дотику при замиканні фази на землю (розрахунокзаземлення нейтралі), і при замиканні на корпус.
Проведемо розрахунок повторного заземлення нульовогозахисного дроту.
Найбільший допустимий опір заземлюючего пристрою для джерелоднофазного струму, згідно ПУЕ [11] RДОП =10 Ом.
Розраховуємо необхідний опір штучного заземлювача RИ.При використовуванні природних заземлювачей RИ, Ом,визначається по (5.2):
/> (5.2)
де:/>– опір розтіканню струмуприродних 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, щовраховує промерзання або висихання грунту, по ПУЕ [11], /> =1,1 ( оскільки IVкліматична зона).
/>=70·1,1=77 Ом·м.
Обчислюємо опір розтіканню струму одиночного вертикальногозаземлювача Rв, Ом. Формула вибирається залежно від типу, геометричних розміріві 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; />довжинавертикального стрижня, м; />діаметр перетину, м; />відстань відповерхні 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+lв/2=0,8+5/2=3,3м(5.5)
Розрахувавши опір розтіканню струму одиночноговертикального заземлювача Rв по формулі (5.4) отримаємо Rв=17,15 Ом.
Розрахуємо мінімальну кількість вертикальних стрижнів
/>. (5.6)
Отримане /> округлятимемо до довідкового значення/>=2 ірозрахуємо конфігурацію групового заземлювача довжину горизонтальної смуги вряд />, 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=lв=5 м. Довжина горизонтальної смуги (стрижні розташованівряд) />=5,25м.
Оскільки використовується 2 стрижні, то розташуємо їх врядуздовж будь-якої стіни.
Обчислимо опір розтіканню струму горизонтального стрижня />, Ом. Длягоризонтального смугового заземлювача (рис. 5.4) розрахунок здійснимий поформулі:
/> (5.9)
де />розрахунковий питомий опір грунту(77 Ом·м);
/>довжина горизонтальної смуги (5,25м);
/>ширина смуги (6·10-3 м);
/>відстань від поверхні грунту досередини ширини горизонтальної смуги (0,8 м).

/>

Рисунок 5.4 – Горизонтальний смуговий заземлювач
Підставивши прийняті значення у формулу (5.9) отримаємоRг=21,82 Ом.
Виберемо коефіцієнти використовування вертикальних стрижнів/>=0,85 ігоризонтальної смуги />=0,85 (з обліком />=2 />=5 />=5 м) ПУЕ. Еквівалентнийопір розтіканню струму групового заземлювача Rгр, Ом, розрахуємо по формулі:
/> (5.10)
 
Rгр=17,15·21,82/(17,15·0,85+21,82·0,85·2)=7,24 Ом.
Перевірка. Отриманий опір розтіканню струму груповогозаземлювача не повинен перевищувати необхідний опір, розрахований раніше />. /> задовольняєумові (7,244/>10),а значить розрахунок виконаний вірно.
Висновок: визначені основні, конструктивні параметризаземлення, при яких опір розтіканню струму вибраного групового заземлювача неперевершує нормативного значення.
5.4 Техніка пожежонебезпеки
Причини пожежі бувають неелектричного і електричногохарактеру.
До причин неелектричного характеру відносяться: помилковийпристрій і експлуатація опалювальних систем, несправність оснащення і порушеннятехнологічних процесів, необережне відношення з вогнем, помилковий пристрій інесправність вентиляційних систем, самозагорання речовин.
До причин електричного характеру відносяться: короткізамикання, перевантаження, великі перехідні опори, іскріння і електричні дуги,статична електрика, розряди атмосферної електрики.
Пожежонебезпечність (ПБ) об'єкту повинна забезпечуватисясистемами: запобігання пожежі, протипожежного захисту іорганізаційно-технічними заходами. Запобігання пожежі повинне досягатися:запобіганням утворення пального середовища і в горючому середовищі джерелзапалення.
Організаційно-технічні заходи включають організаціюпожежної охорони, паспортизацію речовин, матеріалів, виробів, технологічнихпроцесів і об'єктів в частини забезпечення ПБ, організацію навчання службовцівправилам ПБ, розробку і реалізацію норм, правил і інструкцій про порядок роботиз пожежонебезпечними речовинами матеріалами, про дотримання протипожежногорежиму і про дії людей при виникненні пожежі. Розробку заходів щодо дійадміністрації, службовців на випадок виникнення пожежі і організації евакуаціїлюдей, виготовлення і застосування засобів наочної агітації по забезпеченню ПБ.
Сигналізація представлена у вигляді датчиків з біметалічноюпластиною, сполучених в єдиний ланцюг і працюючих за принципом розмиканняланцюга.
В приміщенні є один вогнегасник СО2 переносноїтипу ОУ–5, забезпечений гнучким шлангом і індивідуальний сталевий балон,наповнений рідкісним двоокисом вуглецю, що є. Принцип його роботи заснований навиході 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 питаннязахисту навколишнього середовища не розглядаються в даному розділі.
Висновки. Дотримання санітарно-гігієнічних норм, захисних заходів,використовування безпечного устаткування, уміння правильно ним користуватисязабезпечує безпечні умови праці. В результаті виконання розділу були врахованівсі шкідливі і небезпечні чинники і вжиті відповідних заходів для їхвиключення, також було розраховане штучне освітлення робочого приміщення,враховані заходи протипожежної безпеки. Для захисту працюючих від небезпекипоразки електричним струмом передбачене занулення. Був проведений розрахунокповторного занулення нульового захисного дроту.

6. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТОВУВАННЯ
В даній роботі ставиться мета проектування СЕПльотно-повітряної служби.
6.1 Розрахунок вартості науково-дослідної роботи
Собівартість є виражені в грошовій формі поточнимивитратами підприємства, науково-технічних інститутів на виробництво іреалізацію продукції. В ході виробничо-господарської діяльності ці витратиповинні відшкодовуватися за рахунок виручки від продажу.
Використовування показників собівартості в практиці, у всіхвипадках вимагає забезпечення одноманітності витрат, що враховуються в ЕЕскладі. 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 достовірневизначення фактичних витрат, пов'язаних з розробкою, виробництвом і збутомпродукції.
Витрати, що включаються в собівартість продукції (робіт,послуг) групуються по наступних елементах: матеріальні витрати, витрати наоплату праці, відрахування на соціальні заходи і інші витрати.
Витрати на оплату праці. До елемента відносяться основна ідодаткова заробітна платня персоналу, зайнятого на виконанні даної теми:науковці, науково-технічний, науково-допоміжний персонал. Витрати на основнузаробітну платню приймаються, як 20% від посадового окладу Докл.Розрахунок основної заробітної платні представлений в табл. 6.1.

Таблиця 6.1 – Розрахунок витрат на основну заробітну платню Посада Оклад, грн. Кількість місяців Сума, грн. Керівник теми 800,00 4 3200,00 Інженер 600,00 4 2400,00
Разом Докл 5600,00 Основна заробітна платня Зосн=Докл·0,2 1120,00
Додаткова заробітна платня. Вона включає доплати, надбавки,гарантійні і компенсаційні виплати, передбачені законодавством.
Додаткову заробітну платню Здоп, грн. приймаємо 10 % відЗосн:Здоп=Зосн·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'язковемедичне страхування – 2,5% від (Зосн+Здоп):Зс.стр=(Зосн+Здоп)·0,025=(1120,0+112,0)·0,025=30,8грн;(6.2)
б) відрахування на державне(обов'язкове) пенсійне страхування (до Пенсійного фонду)– 32 % від(Зосн+Здоп):
Зпстр=(Зосн+Здоп)·0,32=(1120,0+112,0)·0,32=394,24грн;
в) відрахування до Фонду сприяннязайнятості населення – 2,5 % від (Зосн+Здоп):Ззн=(Зосн+Здоп)·0,025=(1120,0+112,0)·0,025=30,8грн;(6.3)
г) відрахування по травматизму– 0,85%від (Зосн+Здоп):Зтр=(Зосн+Здоп)·0,0085=(1120,0+112,0)·0,0085=10,47грн.(6.4)
Відрахування на соціальні заходи складають 37,85% відВідрахування на соціальні заходи складають 37,85% від (Зосн+Здоп):

Зотчисл = (Зосн +Здоп)·0,3785=(1120,0+112,0)·0,3785=466,31грн.(6.5)
Витрати на машинний час.Витрати на машинний час Зм.вр.розраховуються по формулі:Зм.вр.=Кр.мес·Кр.дн ·Кр.ч.д Зм.ч.,.(6.6)
де Кр.мес– кількістьробочих місяців за ПК;Кр.дн–кількістьробочих днів в ммісяці;
Кр.ч.д– кількість робочого годинника в день за ПК;
Зм.ч –додаткова оплата за машинну годину, грн.
Використовуючи формулу (6.6) розрахуємовитрати на машинний час:Зм.вр.=2·23·2·5,0=460,0грн.
Невигідні витрати. До елемента «Невигідні витрати»відносяться витрати на амортизацію устаткування (ПЕВМ), адміністративнівитрати, платня за оренду, витрати на паливо, електроенергію і охорону праці. Вданій роботі невигідні витрати Рнакл в гривнах приймемо рівними 50%від основної заробітної платні:
Рнакл.=Зосн·0,5=1120,0·0,5=560,0грн.(6.7)
6.2 Калькуляція собівартості
За результатами проведених розрахунків складаємокалькуляцію собівартості, яка представлена в табл. 6.2.
Таблиця 6.2 – Калькуляція собівартостінауково-дослідної роботи Найменування статі калькуляції Сума, гр. 1. Основна заробітна платня працівників 1120,00 2. Додаткова заробітна платня  112,00
3. Відрахування на соціальні заходи, у тому числі:
а) відрахування на соціальне страхування
б) відрахування на пенсійне страхування
в) відрахування до Фонду сприяння зайнятості населення
г) відрахування по травматизму
466,31
30,80
394,24
30,80
10,47 4. Витрати на машинний час 460,00 5. Невигідні витрати 560,00 6. Кошторисна вартість 3184,62 11. Прибуток (25 %) 796,16 12. Ціна розробника 3980,78 13. ПДВ (20 %) 796,16 14. Ціна продажу 4776,94
6.3 Складання, оптимізація і розрахунок параметрівмережного графіка
Мережний графік складається як об'єм робіт, виконуваний длярозробки комплексу програм. Для скорочення терміну розробки можутьпритягуватися додаткові виконавці, окрім належного складу виконавців. В ціляхвизначення тривалості виконуваних робіт слід використовувати типові нормативи,питомі співвідношення окремих етапів і розділів робіт в загальнійтрудомісткості певної стадії розробки. Визначати раніше і пізній початок робітможна здійснити залежно від термінів настання подій.
Оптимізацію первинного мережного графіка необхідно виконатишляхом використовування вільних резервів часу по роботах некритичної зони дляскорочення однотипних робіт, що лежать на критичному шляху.
Мережний графік НДР розробляють, виходячи з програми ізмісту дослідження з урахуванням вимог ГОСТ 15. 101-20 і ОСТ35.126 на складробіт по стадіях і етапах НДР. Перелік робіт мережного графіка і визначення їхтривалості приведений в табл. 6.3.
Визначимо тривалість розробки в норма годиннику:Тобщ= 3 міс·23 дн·8 год=552 год.
Трудовитрати дані в зарплаті на НДР. Знаючи середньомісячнузарплату, можна визначити об'єм роботи в чіл.-мес. Чисельність виконавцівнеобхідно встановлювати, виходячи з конкретних умов виконання НДР, щобзабезпечити раціональне завантаження виконавців в прийнятну тривалістьвиконання робіт.
Тривалість виконання робіт визначається по наступнійформулі:
/> (6.8)
де /> - об'їм роботи;
Ч — кількість виконавців на етапі, чіл;
/> - коефіцієнт перекладу робочихднів в календарні (/>=0,71);
/> - коефіцієнт виконання нормчасу.
Таблиця 6.3 –Перелік робіт мережного графіка Найменування роботи Об'їм
роботи
н.-год.
Питомий
вага %
Число
виконавців, чол. Тривалість роботи, дн. Визначення потреби в новому виробі 2,8 15,5 1 3 Технічне завдання (ТЗ) 2,3 12,7 1 2 Вибір виробів-аналогів і розробка техніко-економічного обґрунтовування 6,5 35,9 2 6 Проведення розрахунків необхідних для складання ТЗ 6,5 35,9 1 3 Оцінка варіантів можливих конструктивних рішень і вибір загальної компоновки 3,2 17,7 1 3 Визначення вимог до метрологічного забезпечення 12,1 66,8 1 12 Складання записки пояснення 16,7 92,2 2 8 Оформлення ТЗ 8,3 45,8 1 8 Узгодження і затвердження ТЗ 6,5 35,9 1 8 Техніко-економічне обґрунтовування роботи 14,4 79,5 1 6 Розгляд загальних питань охорони праці і навколишнього середовища 8,2 45,3 1 14 Розгляд загальних питань цивільної оборони 5,5 30,4 1 5 Розробка графіків і плакатів 4,2 23,2 1 4 Складання звіту за проведену роботу 2,8 15,5 1 3
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 графікаКоди роботи Тривалість днів Ранні терміни  Пізні терміни
 Повний резерв Rпi
Вільний
резерв
Rсвi
tрнi
tрпi
tпнi
tпоi 1-2 3 3 3 2-3 6 3 9 3 9 2-4 2 3 5 10 12 7 7 3-4 3 9 12 9 12 4-5 3 12 15 12 15 5-6 12 15 27 15 27 6-7 8 27 35 27 35 7-8 8 35 43 46 54 11 7-9 8 35 43 35 43 8-10 5 43 48 54 59 11 9-11 6 43 49 43 49 10-12 4 48 52 59 63 11 11 11-12 14 49 63 49 63 12-13 3 63 66 63 66
6.4 Економічна ефективність НДР
Особливістю проведення економічної ефективності (ЕЕ) НДР єїх прогнозний характер і наявність невизначеності в області застосування іоб'ємах використовування цих результатів, в рівні витрат на виробництво, воцінці впливу характеристик приладів на характеристики складніших систем.
Визначення ЕЕ НДР базується на загальних методах розрахункупорівняльної економічної ефективності нової техніки.
Кількісне визначення ЕЕ НДР можливо, якщо є база дляпорівняння, відома область і об'єм промислового використовування результатівНДР. Проте специфіка розрахунку ЕЕ НДР полягає в тому, що результатів НДРсамостійного значення не мають, а дають ЕЕ в народному господарстві тількибудучи опосередкованими через довгий ланцюжок стадій технічного прогресу. ТомуЕЕ оцінюється по пайовій участі від ЕЕ нової техніки в цілому, згідно поформулі:

/> (6.15)
де /> – частина річного ефекту, щодоводиться на i–ю організацію або етап;
Е – загальний річнийекономічний ефект від створення і упровадження нової техніки або нового місцяробіт;
/> – коефіцієнт пайової участі i-йорганізації або i-го етапу робіт;
/> (6.16)
де /> – витрати на заробітну платнюi-го етапу робіт;
/> – коефіцієнт значущості i-гоетапу;
m – число організацій або етапів.
В діючих методичних положеннях про порядок освіти, розподілі використовування технічного прогресу рекомендується відносити на організації,виконуючі НДР і досвідчено-конструктивні роботи, від 30% до 50% економічногоефекту; на технологічні роботи від 20% до 30%; на освоєння і організаціювиробництва 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 роботивизначається коефіцієнт науково технічного ефекту НІОКР:
/> (6.17)

де />– ваговий коефіцієнт i-го ознакинауково-технічного ефекту;
/>– кількісна оцінка i-го ознакинауково-технічного ефекту.
Таблиця 6.5 – Коефіцієнт вагомості ознак
Ознака науково-технічного
ефекту НІОКР
Значення вагового
коефіцієнта
Рівень новизни
 Теоретичний рівень
Можливість реалізації
0,6
0,4
0,2
Кількісна оцінка рівня новизни визначається по табл. 6.6, теоретичнийрівень отриманих результатів на основі експертних оцінок з урахуванням данихтабл. 6.7, можливість реалізації наукових результатів на основі значень балівтабл. 6.8.
Таблиця 6.6 – Класифікація ознак наукової новизниРівень новизни розробки Характеристика новизни Бали Нова По-новому або вперше пояснені відомі факти, закономірності; введені нові поняття; проведено істотне удосконалення, доповнення і уточнення раніше допустимих результатів. 5-7
Таблиця 6.7 – Класифікація ознак теоретичного рівняТеоретично рівень отриманих результатів Бали Розробка способу (алгоритм, програма заходів, пристрій, речовина і т. п.) 6
Таблиця 6.8 – Класифікатор часу реалізаціїЧас реалізації Бали Протягом перших 4 років 10
Таблиця 6.9 – Масштаби реалізаціїМасштаби реалізації Бали Народне господарство 10
Підставивши вибрані значення з приведених таблиць у формулу(6.17) розрахуємо узагальнений показник науково-технічного ефекту:
НТ= 0,6·7+0,4·6+0,2·10=8,6.(6.17)
Оскільки максимальне значення узагальненого показниканауково-технічного ефекту — 12 балів, то отримаємо в процентному відношенні розрахований результат економічної ефективності НДР
НТ =(8.6×100)/12=72 %. (6.18)
Таблиця 6.10 – Техніко-економічні показникиНайменування показника Одиниця вимірювання  Значення Діапазон робочої температури º С  -40… +80 Номінальні напруги кВ 6– 0,38 Номінальна частота мережа Гц 50±5; Кошторисна вартість грн. 50944 Прибуток грн. 15236 Термін дослідження днів 85 Економічна ефективність % % 72
Висновки: проведене дослідження проектування СЕПльотно-повітряної служби доцільно, оскільки економічна ефективність складає72%. Ця робота є одноразовим замовленням і передається замовнику в одномуекземплярі за ціною 4776,94 грн. з урахуванням ПДВ. Прибуток складає 796,16грн.

ВИСНОВКИ
В дипломномупроекті проводилось проектування системи електропостачання авіаційного заводу зрозробкою системи електропостачання для льотно-повітряної служби.
В ході проведеної роботи були розглянуті такі питання:
- загальні відомості про електричні системи тамережі;
- призначення, види та класифікація електричнихмереж;
- вимоги до електричних мереж і види їх розрахунків;
- основні принципи побудови схем електропостачанняпромислових підприємств;
- визначення основних характеристик системиелектропостачання авіаційного заводу;
- організація побудови систем електропостачання;
- системи електропостачання з установкамигарантованого живлення;
- охорона праці;
- розрахунок технико-экономических показниківпроекту.
В проекті проведений детальний аналіз всіх відомихустановок гарантованого живлення з визначенням їх переваг та недоліків.Проведено вибір відповідної установки гарантованого живлення для проектованоїсистеми електропостачання.
Теоретична значимість досліджень полягає у подальшому розвитку науки і техніки в галузі проектування тапобудови систем електропостачання промислових підприємств.
Практична значимість дослідженьполягає в тому, що отримані результати роботи можуть бути використані, як вгалузі електропромисловості, так і в навчальному процесі для фахівцівелектротехнічних спеціальностей. А також отримані результати дозволяютьвизначити вимоги з до проектованих систем електропостачання категорії 1 і 1А,та чинники, що впливають на роботу електрообладнання проектованих систем.
Результати роботи доцільно використовувати при проектуванніяк внутрішніх систем електропостачання, так і загальних системелектропостачання промислових підприємств.

СПИСОКВИКОРИСТАНИХ 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., КомаровМ.В. Нетрадиційні джерела енергії. – Х.: ХВУ, 2004. – 254 с.
4. Колодеев Д.И. Электроснабжение часть 1. Источникиэлектрической 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 редакциейКононова 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 электроснабженияпромышленных 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 вредныепроизводственные 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. Общиесанитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. – Введ.1988.

ДОДАТОК А
Вихідні дані до розрахунку системиелектропостачання авіаційного заводу
Таблиця А.1 – Склад об’єктівавіаційного заводу і категорія надійності їх електроприймачів№ об’єкту Назва об’єкту Категорія надійності електроприймачів 1 Механічний цех 1 2 Авіаційно-ремонтний цех 1 і 2 3 Механічно-складальний цех 2 4 Інструментальний цех 3 5 Цех дрібних серій 2 і 3 6 Ремонтно-відновлювальний цех 1 і 2 7
Льотно-повітряна служба
(компресорна станція) 1 і 2
Таблиця А.2 – Установлена потужністьоб’єктів
Установлена потужність окремих об’єктів Руст, кВт 1 2 3 4 5 6 7 6900 6300 5800 4800 5000 6200 1800
Таблиця А.3 – Коефіцієнти попитуоб’єктів
Коефіцієнт попиту КП окремих об’єктів 1 2 3 4 5 6 7 0,19 0,14 0,11 0,16 0,12 0,17 0,17
Таблиця А.4 – Коефіцієнти потужностіоб’єктівКоефіцієнти потужності cosφ окремих об’єктів 1 2 3 4 5 6 7 0,65 0,65 0,7 0,6 0,65 0,65 0,66

Таблиця А.5 – Спосіб виконаннязагального освітлення об’єктівСпосіб виконання загального освітлення об’єктів 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 1 2 3 1
Примітки:
1 – лампи розжарювання (/>);
2 – люмінесцентні лампи (ЛЛ) низькоготиску (/>);
3 – дугові ртутні лампи (ДРЛ) високоготиску (/>).
Таблиця А.6 – Дані електродвигунівкомпресорної станції
Uном, кВ
Pном, кВт
nном, об/хв Тип Кількість N, шт. 10 2000 3000 СТД-2000-2 4
Таблиця А.7 – Тривалість перевантаженнятрансформатора головної понижувальної підстанції в післяаварійному режимі тавідношення літнього розрахункового навантаження до зимовогоТривалість перевантаження, год Відношення літнього розрахункового навантаження до зимового, в.о 2 0,75
Примітка. Температуру повітря прийнято:зимову – 10 ْС, літню — +20 ْС.
Таблиця А.8 – Напруга джерела живлення,номінальна напруга електричної мережі внутрішнього електропостачання, схемаприєднання головної понижувальної підстанції, величина початкового струмутрифазного короткого замикання від системи на стороні високої напругипідстанції, напруга системи в максимальному режимі, кількість годинвикористання максимуму навантаження за рік.
Uжив,
кВ
Uном.м,
кВ Схема аеропорту
І”к.с.макс,
кА
Uс.макс,
кВ
Tмакс,
год 110 10 Тупикова 10,5 110 3500

ДОДАТОК Б
 
Вибір комутаційної апаратури
Таблиця Б.1 – Розрахункові та каталожнідані вимикачаУмови вибору Розрахункові дані Каталожні дані вимикача МКП-110-630-20У1
За номінальною напругою
Uном.в>Uном.м
За номінальним струмом
Іном.в>Іф
Вид установки, відповідність навколишньому середовищу
За здатністю вимикання
Іном.вимик>І’к1(0)
За динамічною стійкістю
ідин>іу.к1
За термічною стійкістю
І2тtт>Вк
Uном.м =110кВ
Іф=57 А
Установлюється на зовнішніх установках
І’к1(0)=6,35 кА
іу.к1=15,2 кА
Вк = 24,3 кА2с
Uном.м =110кВ
Іном.в=630 А
У1
Іном.вимик=20кА
ідин=52кА
І2тtт= 202 ·0,08 = 33 кА2с
Таблиця Б.2 – Розрахункові та каталожнідані високовольтного вимикачаУмови вибору Розрахункові дані
Розрахункові дані
ВЭМ 10Э-1000/12,5 У3
За номінальною напругою Uном.в>Uном.м
Uном.м =6кВ
Uном.м =6кВ
За номінальним струмом
Іном.в>Іф
Іф=133 А
Іном.в=1000 А Вид установки, відповідність навколишньому середовищу Для зовнішньої установки У1
За здатністю вимикання
Іном.вимик>І’к1(0)
І’к1(0)=6,35 кА
Іном.вимик=20кА
За динамічною стійкістю ідин>іу.к1
І’к1(0)=6,35 кА
ідин=20кА