Розвиток і вдосконалення льотної промисловості України

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ

САЕ - системи автономного електропостачання;

ЕЕС - електроенергетична система;

РП - розподільчий пункт;

ЦЖ - центр живлення;

ЛЕП - лінія електропередач;

ВН - висока напруга;

НН - низька напруга;

ЕЕ - електрична енергія;

ЕМ - електрична мережа;

ЕРС - електрорушійна сила;

СЕП - система електропостачання;

НДР - науково-дослідна робота;

АД - асинхронний електродвигун;

ЕД - електродвигун;

УГЖ - установку гарантованого живлення;

ШГЖ - шина гарантованого живлення;

ГПП - головна понижуюча підстанція;

ЦРП - центральний розподільчий пункт;

ТП - трансформаторна підстанція|харчування|;

АВР - автоматичне вмикання резерву;

СД - синхронний двигун;

ЕРС - електрорушійна сила;

ЕОМ - електронно обчислювальна машина;

КУ - конденсаторна установка;

ТЕЦ - теплоелектроцентраль;

ДЖ - джерело живлення.

ВСТУП

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

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

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

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

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

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

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

1. ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ЕЛЕКТРИЧНІ СИСТЕМИ ТА МЕРЕЖІ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.1 Призначення, види та класифікація електричних мереж

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

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

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

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

Рисунок 1.1 - Види електричних мереж

Класифікація електричних мереж:

По розміщенню: зовнішні і внутрішні.

За призначенням:

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

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

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

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

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

По роду струму:

- електричні мережі постійного струму;

- електричні мережі змінного струму.

По числу дротів:

- двухдротяні;

- трьох дротяні;

- четирйохдротяні;

- п'ятидротяні.

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

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

- магістральні з відгалуженням;

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



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

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

За способом заземлення нейтралі:

- з ізольованою нейтраллю;

- з компенсованою нейтраллю;

- з глухозаземленою;

- з нейтраллю заземленої через реактор.

По напрузі:

- електричні мереж з напругою до 1000В;

- електричні мережі з напругою вище 1000В;

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

1.2 Вимоги до електричних мереж і види їх розрахунків

Електричні мережі повинні забезпечувати:

- Надійність та живучість електропостачання;

- Високу якість електроенергії;

- Зручність та безпеку в експлуатації;

- Економічність;

- Можливість подальшого розвитку мережі без її докорінного переобладнання.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.3 Схеми заміщення і параметри ліній місцевих електричних мереж

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

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

При розрахунках місцевих мереж йдуть на наступні спрощення:

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

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

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

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

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

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

Як відомо з курсу електротехніки, розрізняють:

а) опір провідника постійному струму (омічний);

б) опір провідника змінному струму (активний).

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

Рисунок 1.3 - Послідовна схема заміщення електричної мережі

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

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

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

R_Л = R₀ · ?, (1.1)

Х_Л = Х₀ · ?,(1.2)

де ? - довжина ЛЕП| в км;

, Ом/км, с питомий опір матеріалу;

г питома провідність матеріалу;

F - перетин дроту|проводу|.

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

Таблиця 1.1 - Показники питомої провідності та питомого опору дроту

	с, Ом·мм2/км	г, м/Ом·мм2
Дріт мідний	18,8	53
Дріт алюмінієвий	31,5	31,7

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

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

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

, (1.3)

де щ - кругова частота змінного струму;

- середня відстань між осями дротів;

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

1.4 Схеми заміщення і параметри трансформаторів

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

Рисунок 1.4 - Послідовна схема заміщення трансформатора

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

,

. (1.4)

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

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

, (1.5)

можна визначити повний опір обмоток трансформатора

, (1.6)

а потім і індуктивний опір обмоток трансформатора

. (1.7)

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

. (1.8)

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

2. РОЗРОБКА СХЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ПІДПРИЄМСТВА

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

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

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

2.1 Загальні відомості про джерела живлення в системах промислового електропостачання

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

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

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

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

електричний мережа дріт трансформатор

2.2 Основні принципи побудови схем електропостачання промислових підприємств

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

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

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

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

2.3 Електропостачання промислового підприємства від енергосистеми без власної електростанції

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

1) схеми напругою 6 - 10 кВ;

2) схеми напругою 35 - 220 кВ.

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

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

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

- вузлові - приєднані трьома та більше лініями;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.4 Схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 6 та 10 кВ

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

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

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

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

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

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

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

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

- з резервною перемичкою на боці ВН між сусідніми ТП;

- з резервною магістраллю ВН;

- з резервним радіусом ВН;

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

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

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

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

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

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

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

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

Конструктивно магістральні схеми виконуються кабелями, струмопроводами, повітряними ЛЕП.

Магістральні схеми при кабельній прокладці застосовують:

- у разі прямолінійного розміщення цехових ТП на території підприємства;

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

- одиночні магістралі з загальною резервною магістраллю ВН;

- одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку ГІН;

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

- кільцеві магістралі.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

в)без апаратів ВН на вводах.

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



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

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

Магістральним схемам слід віддати перевагу як більш економічним.

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

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

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

2.5 Склад системи внутрішнього електропостачання льотно-повітряної служби

Система внутрішнього електропостачання складається з слідуючих основних складальних частин:

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

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

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

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

– засобів електроосвітлення споруди;

– захисного заземлення;

– кабельної мережі.

Узагальнена схема електропостачання представлена на рис. 2.7.



Список скорочень:

РО - резервний опір;

АБ - акумуляторна батарея;

ЩПС - щит постійного струму;

ЩГЖ - щит гарантованого живлення;

ШРМ - щит резервної мережі;

ВУ - пристрій випрямлячу;

ШН - шафа навантаження;

АВС, АВГ, АВСН - автоматичні вимикачі;

ПЖ - перемикач живлення;

УГЖ - установка гарантованого живлення;

Ст. - станція.

3. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ХАРАКТЕРИСТИК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ АВІАЦІЙНОГО ЗАВОДУ

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

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

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

, (3.1)

де - коефіцієнт попиту і-го об'єкта;

- установлена активна потужність і-го об'єкта.

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

, квар, (3.2)

де tgц - відповідає значенню коефіцієнта потужності cosц і-го об'єкта.

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

, кВА, (3.3)

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

, кВт;

, квар;

, кВА

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

Таблиця 3.1 - Визначення розрахункового силового навантаження об'єктів авіаційного заводу

№ 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

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

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

, (3.4)

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

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

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

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

, кВт (3.5)

де k _п.о - коефіцієнт попиту загального освітлення.

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

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

, квар, (3.6)

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

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

,кВА (3.7)

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

кВт;

кВт;

, квар;

, кВА

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

Визначення розрахункового навантаження компресорної станції для льотно-повітряної служби

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

, (3.8)

де N - задана кількість ЕД, шт.;

2 - кількість резервних ЕД.

.

Таблиця 3.2 - Визначення розрахункового навантаження загального електричного освітлення об'єктів авіаційного заводу

№ 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	0	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	0	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	0	11,4
Усього	452,7	430	255,5	557,4

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

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

, (3.9)

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

- коефіцієнт завантаження СД активною потужністю, в.о;

- номінальна активна потужність СД, кВт.

Коефіцієнт завантаження СД активною потужністю приймається = 0,8.

Мінімальна реактивна потужність, що генерується СД, визначається як:

,

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

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

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

. (3.10)

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

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

, (3.11)

Загальне розрахункове реактивне навантаження компресорної станції з СД визначається так:

. (3.12)

Загальне розрахункове повне навантаження компресорної станції з СД:

. (3.13)

, кВт;

, квар;

, кВт;

, квар;

, кВА.

Визначення розрахункового навантаження підприємства

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

Р_р.о = Р_р.с + Р_р.о, (3.14)

Загальне розрахункове реактивне навантаження і-го об'єкта:

Q _р.о =Q _р.с +Q_р.о, (3.15)

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

. (3.16)

, кВт;

, квар;

, кВА.

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

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

, кВт, (3.18)

, квар, (3.19)

де m - кількість розрахункових груп (об'єктів авіаційного заводу підприємства), шт.

Коефіцієнт одночасності збігання максимумів навантаження К₀ = 0,9.

Розрахункову повну потужність можна визначено так:

, кВА (3.20)

Таблиця 3.3 - Визначення розрахункового навантаження авіаційного заводу

№ 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 Визначення центра електричних навантажень та місця розташування головної понижувальної підстанції

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

S_р.п. = р·r_ц²·m, кВА, (3.21)

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

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

m - масштаб, кВА/см² або кВА/мм².

Приймаємо .

З цього виразу визначається радіус кола:

,см (3.22)

см.

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

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

Координати ЦЕН підприємства обчислені за формулами:

од, (3.23)

од.(3.24)

де - координати ЦЕН і-го об'єкта;

- кількість об'єктів авіаційного заводу.

Таблиця 3.4 - Координати та радіуси кіл картограм окремих об'єктів авіаційного заводу

№ 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

Рисунок 3.1 - Генплан об'єктів з нанесенням картограми навантажень і визначенням центра електричних навантажень

3.3 Вибір кількості та потужності трансформаторів головної понижувальної підстанції

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

, (3.25)

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

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

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

. (3.26)

Економічна величина реактивної потужності за формулою (3.26) становить:

, квар

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

 кВА.

За першою умовою мінімальна номінальна потужність трансформаторів ГПП дорівнює:

кВА.

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

За другою умовою:

;

, кВА;

;

, кВА.

Отже, вибрані трансформатори за умовами перевантажень відповідають вимогам.

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

Таблиця 3.5 - Технічні дані трансформаторів головної понижувальної підстанції

Тип	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 кількості та потужності трансформаторів заводських трансформаторних підстанцій

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

, (3.27)

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

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

N - кількість трансформаторів ПС;

в_Т - коефіцієнт завантаження трансформатора аеродромної ПС.

, кВА

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

3.5 Вибір потужності компенсуючих пристроїв у системі електропостачання авіаційного заводу

Визначення реактивної потужності компенсуючих пристроїв споживачів електроенергії:

Q_кп = Q_р.5 - Q_е.5,(3.28)

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

,квар

Таблиця 3.6 - Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів аеродромних підстанцій

№ об'єкта	Назва об'єкта	Рр.о, кВт	N, шт.	Вт, 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 потужність компенсуючого пристрою підприємства:

Q_з = Q_н.к + Q_a.д + Q_в.к, (3.29)

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

Q_СД - реактивна потужність одержувана від СД, квар;

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