Проектування системи електропостачання машинобудівного заводу

Дипломна робота: Проектування системи електропостачання машинобудівного заводу

Анотація Темою даного дипломного проекту є проектування системи електропостачання машинобудівного заводу.

У дипломному проекті розглянуті наступні питання:

Коротка характеристика технологічного процесу;

Визначення розрахункових електричних навантажень;

Вибір системи живлення системи електропостачання;

Розрахунок струмів короткого замикання;

Техніко-економічний розрахунок Система електропостачання задовольняє вимогам надійності й економічності.

Зміст Введення

1. Вихідні дані машинобудівного заводу

2. Опис технологічного процесу

3. Проектування системи електропостачання підприємства

3.1 Визначення розрахункових навантажень цехів і підприємства

3.1.2 Статичний метод

3.3 Визначення центра електричних навантажень

4. Вибір системи живлення

4.1 Вибір раціональної напруги

4.2 Вибір схем розподільних пристроїв вищої напруги з урахуванням надійності

4.2.1 Розрахунок надійності

4.2.2 Середньорічний очікуваний збиток

4.2.3 Техніко-економічний розрахунок

4.2.4 Вибір схеми розподільного пристрою нижчої напруги

5. Компенсація реактивної потужності

5.1 Вибір числа, потужності трансформаторів цехових ТП

5.2 Вибір марки й перетину КЛЕП

5.2.1 КЛЕП напругою 6 кВ Висновок Список літератури

Введення Складність питань проектування систем електропостачання промислових підприємств полягає в оптимальному, раціональному й ефективному рішенні цієї проблеми. Саме комплексне рішення даного завдання в сукупності з необхідними вимогами й стандартами електропостачання дозволяють економічно й технічно грамотно працювати всьому підприємству.

Немає необхідності говорити важкому фінансовому стані промисловості, тому керівникам підприємств потрібно вирішувати дану проблему. Одними із самих прогресивних мір у цьому напрямку є заходи щодо заощадження енергоресурсів і, отже, зменшенню енергоємності продукції, що приводить до зниження її собівартості й підвищенню конкурентоспроможності. Оптимальне сполучення економічних і технічних рішень при проектуванні систем електропостачання разом із впровадженням енергозберігаючих технологій є найбільш істотна міра рішення цього завдання. електропостачання машинобудівний завод Якість електроенергії в нашій енергосистемі часто не задовольняє нормам установленим ДЕРЖСТАНДАРТ. У цьому, насамперед, винні підприємства, на яких не завжди дотримуються правила пристроїв електроустановок, а також не застосовуються технічні рішення по зменшенню впливу електроприймачів (напівпровідникові перетворювачі, вентильні електроприводи, дугові печі, і т.д.) на якість електроенергії.

Технічно правильне рішення при створенні систем електропостачання виключає поява неприпустимих відхилень параметрів електроенергії (спадання напруги), нерівномірний розподіл струмів по фазах, подорожчання ремонтних, монтажних і експлуатаційних робіт. Все це впливає на продуктивність підприємства і якість продукції.

Проект електропостачання підприємства повинен ураховувати можливість подальшого розвитку й укрупнення виробництва й пов’язаного із цим збільшення споживаної потужності.

Основною метою дипломного проекту ставиться закріплення отриманих протягом усього курсу навчання знань, а також одержання досвіду проектування системи електропостачання конкретного підприємства.

1. Вихідні дані машинобудівного заводу Данні про електричні навантаження заводу — таблиця № 1

Відомість електричних навантажень РМЦ (варіант завдання вказується викладачем) Живлення можна здійснити від підстанції енергосистеми, на якій установлені два трехобмоточних трансформатори, потужністю 40 Мва кожного. З первинної сторони напруга 100 кВ і із вторинної 6 кВ.

Потужність системи 1100 Мва; реактивний опір системи на стороні 110 кВ віднесена до потужності системи на стороні 110 кВ — 0,35.

Відстань від підстанції енергосистеми до заводу 7,2 км.

2. Опис технологічного процесу Даний машинобудівний завод поставляє коробки передач, проміжні редуктора й комплектуючі деталі гусеничних машин.

Метал і заготівлі для виробництва деталей надходять від постачальників і заповнюють склади. Корпусні деталі проміжних редукторів і коробка передач роблять у ливарному цеху, використовуючи лиття під тиском. Корпусні деталі виконуються з алюмінієвих сплавів. Лиття металів під тиском — спосіб одержання виливків зі сплавів кольорових металів у прес-формах, які сплав заповнює з великою швидкістю під високим тиском, здобуваючи обрису виливка. Лиття виробляється на ливарних машинах з гарячою камерою пресування. Ливарні форми виготовляють зі сталі. Крім того, у прес-форму входять рухливі металеві стрижні, що утворять внутрішні порожнини виливків. Сплав з тигля нагрівальної печі самопливом надходить у камеру пресування. Після заповнення камери спрацьовує автоматичний пристрій, а поршень починає давити на рідкий сплав, що через обігрівальний мундштук і ливникову втулку під тиском надходить по ливникових каналах у порожнину, що оформляє, форми й кристалізується. Через певний час, необхідне для утворення виливка, спрацьовує автоматичний пристрій на розкриття форми, і виливок віддаляється виштовковучамі. В отриманих виливків обрубують затоки, елементи ливникових систем, потім очищають і роблять термообробку, тому що в результаті нерівномірного охолодження й усадки виникають залишкові напруги, що викликають жолоблення. Для забезпечення високої точності нагрівання металу застосовуються потокові заколочно-відпускні агрегати з електричним обігрівом.

Після термічної обробки корпуса проміжних редукторів і коробка передач надходять у механічні цехи, де відбуваються їхня обробка й контроль якості обробки.

Основні операції обробки корпуса редуктора гусеничної машини:

Фрезеровка двох опорних поверхонь на вертикально-фрезерному верстаті 616;

Свердління,, розгортання й цековання чотирьох отворів в опорних площинах на раціонально-свердлильному верстаті 2А55 за допомогою кондуктора;

Фрезеровка площини люка й площини під стартер на вертикально-фрезерному верстаті;

Розточування основних отворів на розточувальному верстаті 2630;

Свердлення отворів по кондукторі в бічних торцях на раціонально-свердлильному верстаті 2А55;

Свердлення отворів по кондукторі в площині люка й у площині під стартер вертикально-свердлильному верстаті 2150 М;

Фрезеровка уступу й скосу на опорній поверхні корпуса;

Контроль.

Основні операції обробки корпуса коробки передач гусеничної машини:

Обробка площини рознімання на карусельному верстаті;

Свердлення отворів у припливах на радіально-свердлильному верстаті 2А56;

Фрезеровка площадок на вертикально-фрезерному верстаті 6М12П;

Свердлення отворів у площині рознімання по кондукторі на радіально-свердлильному верстаті 2А56;

Остаточна обробка площини рознімання на карусельному верстаті;

Складання корпуса коробки;

Попереднє розточування основних отворів по кондукторі на горизонтально-розточувальному верстаті 2630;

Обробка торцевих поверхонь горизонтально-розточувальному верстаті;

Остаточне розточування основних отворів по кондукторі;

Розточування отворів у верхній частині корпуса на вертикально-розточувальному верстаті;

Розбирання корпуса коробки передач;

Фрезеровка бічної поверхні на вертикально-фрезерному верстаті.

Наступні операції пов’язані з обробкою дрібних отворів по кондукторі, цекованием отворів, нарізування в них різьблення; фрезеровка площадки під бонки й кронштейни. Далі йде контроль якості обробки.

Технічний контроль передбачає перевірку прямолінійності й взаємного положення плоских поверхонь; правильності геометричних форм основних отворів; співвісності отворів, паралельності осей основних отворів і відстаней між ними; взаємної перпендикулярності торцевих поверхонь до осей отворів.

До корпуса проміжного редуктора висувають наступні вимоги: відхилення від паралельності осей основних отворів між собою й опорними поверхнями не більше 0,05 мм на 100 мм довжини, відхилення від перпендикулярності осей основних отворів торцям не більше 0,1 мм; опорні поверхні корпуса повинні лежати в одній площині, що допускається відхилення не більше 0,1 мм.

Вимоги до корпусів коробок передач: забезпечення осей основних отворів між собою й настановної площини при монтажі коробки передач на гусеничній машині з відхиленням не більше 0,05 мм на 100 мм довжини; забезпечення відхилення від перпендикулярності оброблених торців осями основних отворів не більше 0,05 мм на максимальному радіусі й площині опорних площин і площин рознімання з відхиленням не більше 0,1 мм на 200 мм довжини. Контроль виробляється в заводській лабораторії.

У механічних цехах так само виробляються комплектуючі деталі до коробок передач і до проміжних редукторів гусеничних машин. Їх роблять із листового й круглого прокату, що приходять на склади від постачальників.

Далі корпуси й комплектуючі деталі надходять у цех редукторів і в цех коробок передач, де відбувається їхнє складання. Основні вимоги технології складання: обмеження довжини кінематичних ланцюгів; наявність складальних баз; зручність складання й розбирання; наявність на деталях технологічних елементів, що полегшують установку різних складальних і контрольних пристосувань; наявність спеціальних пристроїв для підйому й транспортування важких деталей. При складанні у всіх деталей перевіряють наявність клейм, заусенців, корозії й забруднень, деталі очищають і продувають стисненим повітрям. Зазори й щільності прилягання деталей перевіряють за допомогою спеціальних щупів. Зібрані коробки передач і проміжні редуктора змазують, заповнюють маслом і направляють на випробування.

При випробуваннях перевіряють правильність складання, правильність функціонування різних елементів керування й блокування, відповідність технічним вимогам, а в ряді випадків визначають необхідні характеристики. Випробування роблять на спеціальних випробних дільницях. Вода й стиснене повітря, необхідні для технологічних процесів, подаються з насосних станцій і компресорної.

3. Проектування системи електропостачання підприємства

3.1 Визначення розрахункових навантажень цехів і підприємства Розрахунок електричних навантажень цехів є головним етапом при проектуванні промислової електричної мережі. Існує безліч методів визначення розрахункових навантажень, але в даному проекті розглядається два методи, які наведені нижче.

3.1.1 Метод коефіцієнта попиту Якщо потрібно визначити розрахункове максимальне навантаження при невідомих потужностях окремих електроприймачів, то величини Pmax і Qmax визначаються за коефіцієнтом попиту (Кс) і коефіцієнту потужності (cosц), прийнятими для даної галузі промисловості:

Pmax=Kc· Pном; Qmax=Pmax· tg ц. (1)

Значення Рном наведені в таблиці 1. У ній також зазначені: категорія електроприймача по надійності й характер навколишнього середовища. По формулі (4.1) визначаємо максимум силового навантаження цехів. Разом з тим необхідно врахувати втрати потужності в трансформаторах, а також потужність, споживану штучним висвітленням цехів і території підприємства. Це навантаження визначається по питомій щільності висвітлення (у, Вт/м2), а так само по площі виробничих цехів (або території підприємства).

Розрахункові формули:

Росв=F· у·Кс. осв; Qосв=Pосв· tg цосв; (2)

Рсум=Рmax+Росв; Qсум=Qmax+Qосв; (3)

Sсум=; (4)

Навантаження 6 кВ розраховується окремо, тому що для неї не визначається потужність висвітлення й втрати в цехових трансформаторах.

Визначення розрахункового навантаження розглянемо на прикладі механічного цеху № 1

РН = 2800; cos = 0,75 kc = 0,6; F= 11 840 м²

Навантаження штучного висвітлення визначається по наступних розрахункових формулах:

де 0 — питома щільність освітлювального навантаження на 1 м² повній площі; Вт/м2.

kC0 — коефіцієнт попиту висвітлення визначається по табл. 5].

Сумарне активне, реактивне й повне навантаження:

Втрати в трансформаторі:

; (5)

; (6)

Розрахунковий максимум активного, реактивного й повного навантаження:

; (7)

; (8)

(9)

Результати розрахунку навантаження для інших цехів зведені в таблицю 2 і таблицю 3 (для споживача 6кВ).

Таблиця № 2 (0,4 кВт)

Таблиця 2

Визначимо навантаження по підприємству в цілому:

Розрахункові активна й реактивна потужності з урахуванням втрат у трансформаторах підприємства в цілому визначаються по вираженнях:

= 42 404 кВт (10)

40 740,76 кВар (11)

3.1.2 Статичний метод Даний метод припускає, що навантаження — випадкова величина, що розподіляється за нормальним законом:

Рmax=MP+в (12)

де ?- прийнята кратність міри розсіювання (коефіцієнт надійності розрахунку) прийнятий по інтегральній кривій з точністю яка визначається прийнятим значенням довірчої ймовірності: ?=0,9;

МР=Рср. — математичне очікування навантаження;

Дисперсія обчислюється по формулі:

=. (13)

Підставивши усе вище написане в (5), одержимо вираження для розрахунку максимального навантаження підприємства статичним методом:

Рр=Рср.+2,5. (14)

Для розрахунку Рср. і Рср.кв. використовується добовий графік навантаження підприємства Рис 3.

Рср=; Рср. кВ= (15)

Результати розрахунку Рср і Рср. кВ зведені в таблицю № 4

Таблиця № 4

Відповідно до вираження (8):

Рр=Рср.+2,5 =36 502,06+2,5 =47 023,72 кВт.

Порівнюючи значення розрахункової потужності, отримані статистичним методом і методом коефіцієнта попиту, приймаємо для подальших розрахунків менше значення розрахункової потужності отримане методом коефіцієнта попиту: Рр=42 404 кВт

7642,38 години. (16)

Час максимальних втрат:

. (17)

3.2 Компенсація реактивної потужності

При реальному проектуванні енергосистема задає економічно вигідну величину перетікання реактивної потужності (Qекон), у годинники максимальних активних навантажень системи, переданої в мережу споживачеві.

У дипломному проектуванні Qекон розраховується по формулі, де tg ном перебуває з вираження:

де б — базовий коефіцієнт реактивної потужності прийнятий для мереж 6−10 кВ приєднаних до шин підстанцій з вищим напруги 110 кВ, б= =0,5;

k-коефіцієнт враховуюча відмінність вартості електроенергії в різних енергосистемах, для Омської енергосистеми: до = 0,8;

dм-це відношення споживання активної потужності споживачем у кварталі max навантажень енергосистеми до споживання у кварталі max навантажень споживача, для Омської енергосистеми: dм = 0,7;

Q екон. = Рр· tgэ = 42 404 · 0,625=26 593,368 кВар, Потужність пристроїв, що компенсують, які необхідно встановити на підприємстві, розраховуємо по вираженню:

40 740,76- 26 593,3 = 14 147,39 кВар; (18)

При наявності пристроїв, що компенсують, повна потужність підприємства буде дорівнює:

50 176,27 кВа. (19)

4.3 Визначення центра електричних навантажень Для визначення оптимального місця розташування ПГВ і цехових ТП, при проектуванні системи електропостачання, на генеральний план підприємства наноситься картограма навантажень. Яка являє собою сукупність окружностей, центр яких збігається із центром цеху, а площа відповідає потужності цеху в обраному масштабі.

Силові навантаження до й понад 1000 В зображуються окремими окружностями. Освітлювальне навантаження зображується у вигляді сектора кола відповідному навантаженню до 1000 В.

Радіус окружностей визначається з вираження:

ri =, (20)

де Рi — потужність i-того цеху, кВа;

ri — радіус окружності, мм;

m — масштаб, кВа/мм2.

Кут сектора визначається вираженням:

. (21)

Координати центра електричних навантажень визначаються по вираженнях:

ордината ЦЕН: (22)

абсциса ЦЕН: (23)

Вихідні дані й результати розрахунків зведені в таблицю № 5:

Таблиця № 5

4. Вибір системи живлення Система електропостачання будь-якого підприємства може бути умовно розділена на дві підсистеми — це система живлення й система розподілу енергії усередині підприємства.

У систему живлення входять наступні елементи: живильні ЛЕП; ППЕ — це може бути ПГВ або ГПП, що складаються із пристрою вищої напруги, силових трансформаторів і розподільного пристрою нижчої напруги.

Таким чином, вибір системи живлення виробляється в наступній послідовності:

Вибір раціональної напруги системи живлення.

Вибір ЛЕП.

Вибір силових трансформаторів ППЕ.

Вибір схем РУ ВН із урахуванням надійності.

Розрахунок надійності.

Середньорічний очікуваний збиток.

Техніко-економічний розрахунок.

Вибір РУ НН.

4.1 Вибір раціональної напруги При проектуванні систем електропостачання промислових підприємств важливим питанням є вибір раціональних напруг для схеми, оскільки їхнього значення визначають параметри ліній електропередачі й обираного електроустаткування підстанцій і мереж, а отже, розміри капіталовкладень, витрата кольорового металу, втрати електроенергії й експлуатаційні витрати. Раціональна побудова системи електропостачання багато в чому залежить від правильного вибору напруги системи живлення й розподіли електроенергії.

Для визначення наближеного значення раціональної напруги в проектній практиці звичайно використовують наступні вираження:

(24) (25)

де — значення розрахункового навантаження заводу, МВт; l — відстань від підстанції енергосистеми до заводу, км.

Для розглянутого підприємства вони будуть рівні:

Далі, намічають два найближчих значення стандартних напруг (одне менше, а інше більше) і на основі ТЕР остаточно вибирають напругу живлення підприємства.

Варіанти стандартних значень напруги: 110 кВ і 220 кВ.

Тому що, під раціональною напругою розуміється таке значення стандартної напруги, при якому спорудження й експлуатація СЕС мають мінімальне значення наведених витрат, визначають наведені витрати для кожного з варіантів.

Відповідно до методики, наведені витрати визначаються по вираженню, руб/рік, Народногосподарський збиток від перерв електропостачання В буде визначений пізніше, після розрахунку надійності схем живлення. Для вибору раціональної напруги необхідно визначити лише капітальні вкладення в будівництво й вартість втрат енергії.

Відрахування від капітальних вкладень визначаються по вираженню, руб/рік Нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень для нової техніки приймають рівним ЕН = 0,15 о.е./рік.

Для повітряних ліній 35 кВ і вище на сталевих і залізобетонних опорах сумарні витрати на амортизацію й обслуговування рівні. Сумарні витрати на амортизацію й обслуговування силового електротехнічного встаткування й розподільних пристроїв 35−150 кВ.

Порівняння роблять для наступної схеми:

Мал. 6 Схема електропостачання для розрахунку раціональної напруги

Капітальні витрати К, необхідні для здійснення електропередачі від джерел живлення до приймачів електроенергії, залежать від переданої потужності S, відстані l між джерелом живлення й місцем споживання або розподілу.

Капітальні витрати на спорудження системи електропостачання виражають формулою:

(26)

де КЛ — капітальні витрати на спорудження повітряних і кабельних ліній;; КЛО — вартість спорудження 1 км ліній; l — довжина лінії; КОБ — капітальні витрати на придбання встаткування (вимикачів, роз'єднувачів, віддільників, вимірювальних трансформаторів, реакторів, шин, розрядників, силових трансформаторів і т.п.).

Визначають спочатку капіталовкладення на спорудження ВЛЕП і підстанції на напругу 110 кВ.

Знаходять КЛ110. Для визначення капіталовкладень по спорудженню двох ланцюгів лінії 110 кВ (W1 і W2) необхідно знати перетин проводів ліній. Вибір перетину проводів роблять із розрахунку забезпечення живлення підприємства по одній лінії у випадку ушкодження або відключення іншої.

1. Визначають струм у лінії в нормальному й після аварійному режимах:

(27)

(28)

2. Перетин проведення розраховують по економічній щільності струму:

Для машинобудівного заводу: Тма = 6200−8000 ч., Тмр = 7540ч. Отже jэк = 1 А/мм2.

(29)

По отриманому перетині вибирають алюмінієве проведення зі сталевим сердечником марки АС-70/11. Обраний перетин перевіряється по припустимому нагріванню (по припустимому струмі) у нормальному й після аварійному режимах відповідно до умови Iпар? Iд, по втратах напруги U і втратам на коронний розряд.

3. Перевіряють перетин проведення за умовою припустимого нагрівання:

По ПУЕ припустимий граничний струм для проведення на 110 кВ перетином 70/11 мм2 дорівнює 265 А, отже Iпар = 264 А < Iд = 265 А. Перетин по даній умові підходить.

4. Перевіряють перетин проведення по спаданню напруги в лінії в нормальному й після аварійному режимах:

(30)

(31)

(32)

Питомі опори для проведення АС-70/11 рівні r0 = 0,428 Ом/км і xо = 0,444 Ом/км. По формулі (30):

5. За умовою коронного розряду й рівню радіоперешкод проведення такого перетину можна використовувати.

Вартість ВЛЕП 110 кВ із проводами марки АС-70/11 для сталевих двухцепних опор для III району по ожеледі, до якого ставиться Омська область, дорівнює. З огляду на, що довжина лінії, одержують

Вартість спорудження аналогічної лінії в сучасних умовах (цінах 2002р.) становить [Додаток 3].

Знаходять коефіцієнт перерахування для ВЛЕП по формулі (33):

Знаходять КОБ110. Для визначення капіталовкладень по спорудженню підстанції 110 кВ необхідно вибрати силовий трансформатор (Т1 і Т2), вимикач (Q1, Q2, Q3 і Q4) і роз'єднувач (QS1 — QS8).

Тому що на підприємстві є споживачі II категорії, то встановлюють двох трансформаторну підстанцію.

Потужність трансформаторів визначають за графіком навантаження (мал. 3). Для цього розраховують середньоквадратичну потужність по формулі:

(34)

Визначають потужність одного трансформатора:

(35)

Вибирають трифазний трансформатор з розщепленою обмоткою нижчої напруги із примусовою циркуляцією повітря й природною циркуляцією масла обладнаний системою регулювання напруги ТРДН — 40 000/110 (Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 34 кВт; Pк = 170 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,55%) з регулюванням напруги під навантаженням (РПН) і роблять перевірку на експлуатаційне перевантаження.

Коефіцієнт попереднього завантаження:

(36)

Коефіцієнт максимуму: (37)

Коефіцієнт перевантаження: (38)

Приймаємо трансформатор ТРДН — 40 000/110.

Відповідно до Додатка 18 сучасна вартість подібного трансформатора становить тис.грн.

Знаходять коефіцієнт перерахування для силових трансформаторів.

Розрахункова вартість трифазного трансформатора 110 кВ потужністю SНОМ = 25 МВА, дорівнює.

Звідси, визначають коефіцієнт перерахування по формулі (33):

Потім визначають КВ110. На даному етапі проектування вибір високовольтних вимикачів може бути здійснений лише по двох параметрах:. З огляду на цю обставину, вибирають повітряний вимикач посиленого типу ВВУ-110Б-40/2000В1. (). Його вартість дорівнює

Визначають коефіцієнт перерахування на прикладі повітряного вимикача з електромагнітним приводом ВВЕ-10−20/1600В3. В 1984 році він коштував [6], а в 2002 році: [Додаток 17].

Звідси, по формулі (33):

Отже, сучасна вартість високовольтного повітряного вимикача ВВУ-110Б-40/2000В1 по формулі (39)становить:

Визначають КР110. Вибір роз'єднувачів також здійснюють по номінальній напрузі й струму:, як і в попередньому випадку. Вибирають роз'єднувач зовнішньої установки двохколонковий із заземлюючими ножами РНД (З)-110(Б)(В)/1000В1(ХЛ). (). Його вартість дорівнює

Визначають коефіцієнт перерахування на прикладі роз'єднувача внутрішньої установки фігурного із заземлюючими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, обраний роз'єднувач із приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 році коштував [20], а в 2002 році: [Додаток 13].

Звідси, по формулі (33)

Отже, сучасна вартість високовольтного роз'єднувача РНД (З)-110(Б)(В)/1000В1(ХЛ) по формулі (39)дорівнює:

Таким чином, капіталовкладення в устаткування підстанції 110 кВ КОБ110, визначаються по формулі:

(40)

Далі визначають капіталовкладення на спорудження ВЛЕП і підстанції на напругу 220 кВ.

Знаходять КЛ35. Для визначення капіталовкладень по спорудженню двох ланцюгів лінії 220 кВ (W1 і W2) необхідно знати перетин проводів ліній. Вибір перетину проводів роблять із розрахунку забезпечення живлення підприємства по одній лінії у випадку ушкодження або відключення іншої.

1. Визначають струм у лінії в нормальному й після аварійному режимах по формулах (27) і (28):

2. Перетин проведення розраховують по економічній щільності струму.

Для машинобудівного заводу: Тма = 6200−8000 ч., Тмр = 7000ч. Отже jэк = 1 А/мм2.

Звідси, по формулі (29):

По отриманому перетині вибирають алюмінієве проведення зі сталевим сердечником марки АС-240/32 (за умовами корони).

По ПУЕ припустимий граничний струм для проведення на 220 кВ перетином 240/32 мм2 дорівнює 605 А, отже Iпар = 132 А < Iд = 605 А. Перетин по даній умові підходить.

Перевіряємо перетин проведення по спаданню напруги в лінії в нормальному й після аварійному режимах по формулах (29), (30) і (31):

По формулі (29):

За умовою коронного розряду й рівню радіоперешкод проведення такого перетину можна використовувати.

Вартість ВЛЕП 220 кВ із проводами марки АС-240/32 для сталевих двохцепних опор для III району по ожеледі, до якого ставиться Омська область, дорівнює.

Використовуючи знайдений раніше коефіцієнт перерахування, по формулі (39) визначають, що сучасна вартість даної ВЛЕП 220 кВ довгої l = 7,2 км буде становити:

Знаходять КОБ35. Для визначення капіталовкладень по спорудженню підстанції 220 кВ необхідно вибрати силовий трансформатор (Т1 і Т2), вимикач (Q1, Q2, Q3 і Q4) і роз'єднувач (QS1 — QS8).

Тому що на підприємстві є споживачі II категорії, те також, як і в попередньому випадку, установлюють двох трансформаторну підстанцію.

Потужність трансформаторів визначаємо за графіком навантаження. Для цього розраховують середньоквадратичну потужність:

Визначають потужність одного трансформатора по формулі (40):

Вибирають трифазний трансформатор з розщепленою обмоткою нижчої напруги із примусовою циркуляцією повітря й природною циркуляцією масла обладнаний системою регулювання напруги для систем власних потреб електростанцій ТРДНС — 40 000/220 [8]з регулюванням напруги під навантаженням (РПН) і роблять перевірку на експлуатаційне перевантаження. Однак, для приклада ТЕР, продовжують розрахунок.

Коефіцієнт попереднього завантаження по формулі (41):

Коефіцієнт максимуму по формулі (42):

Коефіцієнт перевантаження по формулі (43):

Приймаємо трансформатор ТРДНС — 40 000/220.

Розрахункова вартість трифазного трансформатора 220 кВ потужністю SНОМ = 25 МВА, дорівнює.

З обліком знайденого раніше коефіцієнта перерахування на ціни 2002 року, одержують, що капіталовкладення в трансформатор по формулі (39) складуть:

Потім знаходять КВ35. На даному етапі проектування вибір високовольтних вимикачів може бути здійснений лише по двох параметрах:. З огляду на цю обставину, вибирають повітряний вимикач посиленого типу ВВУ-220Б-40/2000 В. (). Його вартість дорівнює

З обліком знайденого раніше коефіцієнта перерахування, сучасна вартість високовольтного повітряного вимикача ВВУ-220Б-40/2000У по формулі (39), дорівнює:

Визначають КР35. Вибір роз'єднувачів також здійснюють по номінальній напрузі й струму:, як і в попередньому випадку. Вибирають роз'єднувач зовнішньої установки двохколонковий із заземлюючими ножами РНД (З)-220/1000ХЛ1. (). Його вартість дорівнює

З обліком знайденого раніше коефіцієнта перерахування, сучасна вартість високовольтного роз'єднувача РНД (З)-220/1000ХЛ1 по формулі (39), дорівнює:

Таким чином, капіталовкладення в устаткування підстанції 220 кВ КОБ35 по формулі (26), рівні:

Далі переходять до знаходження вартості втрат енергії. Вартість втрат енергії для лінії й для встаткування (трансформатора) розраховується окремо.

Вартість втрат енергії для ліній визначається по вираженню, руб/рік, тут I — максимальний струм у лінії, А. Втрати енергії будемо для простоти визначати без обліку щорічного росту навантаження. Для лінії 220 кВ, а для лінії 110 кВ ;

R — активний опір ліній, Ом. Для лінії 220 кВ, для лінії 110 кВ .

— час максимальних втрат, ч/рік [визначається по заданому числу годин використання максимуму Тмакс ]. Для машинобудівного заводу, як ми вже відзначали раніше,. Використовуючи зазначену залежність для будь-яких значень знаходять, що .

сЕ — вартість 1 кВтгод втрат енергії по замикаючих витратах, руб/(кВтч). Величина сЕ в загальному випадку залежить від .

Відповідно до основних методичних положень техніко-економічних розрахунків в енергетику вартість втрат енергії по замикаючих витратах прийнята рівної середньої в енергосистемі собівартості електроенергії, відпущеної із шин нових конденсаційних електростанцій.

На сучасному етапі приймають кВт/год Отже, вартість втрат енергії для лінії 110 кВ:

.

Вартість втрат енергії для лінії 220 кВ:

.

Вартість втрат енергії групи однакових паралельно включених трансформаторів визначається по вираженню, руб/рік, тут n — число трансформаторів у групі. У цьому випадку для обох варіантів напруги n = 2.

PX і PK — номінальні (табличні) втрати холостого ходу й короткого замикання, кВт. Для ТРДНС-40 000/110: PХ = 34 кВт; PК = 170 кВт; для ТРДН-40 000/220: PХ = 50 кВт; PК = 170 кВт.

cЕх і cЕк — вартість 1 кВтгод втрат енергії холостого ходу й короткого замикання відповідно. Приймають cЕх = cЕк = 50 коп./кВтч.

Т — час роботи трансформаторів, ч/рік (при його роботі цілий рік Т = 8760 ч). У розглянутому випадку, .

Sn — фактична потужність, що протікає по всіх трансформаторах групи, МВА.

Отже, вартість втрат енергії двох паралельно включених трансформаторів ТРДНС-40 000/110 дорівнює:

Вартість втрат енергії двох паралельно включених трансформаторів ТРДН-40 000/220 дорівнює:

Таким чином, все необхідне для розрахунку наведених витрат обох варіантів будівництва знайдено.

Підсумовування виробляється по елементах системи (лініям, трансформаторам і т.д.). Варіант уважається оптимальним, якщо наведені витрати мінімальні. Якщо яка-небудь одиниця цих витрат входить в усі порівнювані варіанти (величина постійна), вона може не враховуватися, тому що на вибір варіанта не впливає.

Далі визначають наведені витрати по елементах, але без обліку збитку:

наведені витрати для варіанта будівництва ВЛЕП на 110 кВ:

наведені витрати для варіанта будівництва ВЛЕП на 220 кВ:

наведені витрати для варіанта будівництва підстанції на 110 кВ:

наведені витрати для варіанта будівництва підстанції на 220 кВ:

У результаті, сумарні наведені витрати для варіанта будівництва ВЛЕП і підстанції на 110 кВ, рівні:

(44)

У результаті, сумарні наведені витрати для варіанта будівництва ВЛЕП і підстанції на 220 кВ, рівні:

(45)

Таким чином, сумарні наведені витрати для варіанта будівництва ВЛЕП і підстанції на напругу 110 кВ і 220 кВ. Тобто, для розглянутого випадку, їм буде напруга 110 кВ.

5.2 Вибір схем розподільних пристроїв вищої напруги з урахуванням надійності

Схеми електричних сполук на стороні вищої напруги підстанцій бажано виконувати найбільш простими. З огляду на відстань до системи, рівень надійності споживачів, вид схеми живлення й вплив навколишнього середовища, вибирають наступні дві схеми РУ ВН.

а) б) Мал. 7. Однолінійні схеми електричних сполук головних знижувальних підстанцій із двома трансформаторами: а) — без вимикачів на стороні вищої напруги; б) — з вимикачами.

Вибір схеми РУ ВН неоднозначний, оскільки з однієї сторони установка вимикачів на стороні вищої напруги у зв’язку з дорожнечею здається економічно необґрунтованої, але з іншої сторони застосування їх в електропостачанні промислових підприємств приводить до зниження економічних втрат у багато разів при аваріях і перервах електропостачання. Тому що в схемі з вимикачем час відновлення напруги значно нижче, те відбуваються менші порушення технологічного процесу, а так само запобігає розвиток аварій технологічних установок. Особливо це важливо в нафтопереробній і хімічній промисловості, тому що перерви в електропостачанні можуть привести до значного економічного збитку в технології.

Вірогідність вищесказаного можна підтвердити розрахувавши надійність розглянутих схем.

4.2.1 Розрахунок надійності

Для розрахунку надійності в схему без вимикачів на стороні вищої напруги (мал. 7а) включена більша кількість елементів, чим у схему з вимикачами (мал. 7б), тому що необхідно враховувати всі елементи схеми до елемента, що відключає, яким для схеми (мал. 7а) є високовольтний вимикач підстанції системи.

Ремонтна перемичка QS7, QS8 (мал. 7а) і QS5, QS6 (мал. 7б) у нормальному (експлуатаційному) режимі роботи не впливає на надійність схеми. Перемичка використовується тільки в періоди ремонту одного з уведень. Тому в розрахунках надійності вона не враховується.

У відповідності зі схемами електропостачання (мал. 7, а, б) становлять блок-схеми розрахунку надійності (мал. 8, а, б), заміняючи елементи схем розподільних пристроїв блоками й нумеруючи їх один по одному.

Потім розділяють отримані блок-схеми на логічні розрахункові схеми (ЛРС) I, II, III і IV для спрощення розрахунків.

а) б)

Мал. 8 Блок-схеми розрахунку надійності

Спочатку розраховують надійність для схеми без вимикачів на стороні вищої напруги (мал. 7а).

Показники надійності елементів схеми представлені в таблиці 10.

Тому що, раціональною напругою живлення було обрано 110 кВ, те беруть із таблиці 1 параметри елементів з номінальною напругою 110 кВ. На низькій стороні підстанції раціональна напруга буде визначено техніко-економічним порівнянням у розрахунку системи розподілу. З огляду на, що показники надійності елементів СЕС на напругу 6 і 10 кВ однакові, то на даному етапі обмежуються вказівкою можливих варіантів напруги системи розподілу.

Таблиця 7

Показники надійності елементів СЕС

Спочатку розраховується ЛРС I і II.

1. Визначають показники аварійних відключень уведень ().

Середній параметр потоку відмов для I уведення через аварійні відключення дорівнює сумі параметрів потоку відмов елементів I уведення й параметра потоку відмов джерела живлення I уведення :

(45)

Середній параметр потоку відмов для II уведення через аварійні відключення дорівнює сумі параметрів потоку відмов елементів II уведення й параметра потоку відмов джерела живлення II уведення :

(46)

Середній час відновлення напруги для I уведення після аварійного відключення, дорівнює:

(47)

Середній час відновлення напруги для II уведення після аварійного відключення, дорівнює:

(48)

2. Показники аварійних відключень через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань ().

Приєднаннями в цьому випадку є по двох осередку () з масляним вимикачем на кожній секції шин, а шини ТП утворені низькою стороною трансформатора, тобто число потоку відмов шин дорівнює числу потоку відмов трансформатора. Аналогічна ситуація й для тривалості відновлення напруги.

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через розвиток відмов з боку приєднань:

(49)

(50)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через розвиток відмов з боку приєднань:

(51)

(52)

3. Показники аварійних відключень секцій шин ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через аварійні відключення секцій шин, тобто аварійних відключень уведення () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(53)

(54)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через аварійні відключення секцій шин, тобто аварійних відключень уведення () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(55)

(56)

4. Показники повних відключень уведень ().

Визначення показників (р — відключення для профілактичного ремонту або обслуговування) виробляється виходячи із припущення, що можливості сполучення ремонтів елементів уведення реалізовані не повністю. Числові характеристики планових ремонтів елементів 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) утворять одну ремонтовану групу з показниками:

Елемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) — роз'єднувач 110 кВ у ремонтовану групу не включений, тому що його профілактичне обслуговування проводиться одночасно з ремонтом повітряної лінії електропередач 110 кВ і повітряного вимикача 110 кВ.

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через аварійні відключення уведення () або відключень для профілактичного ремонту й обслуговування ():

(57)

(58)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через аварійні відключення уведення () або відключень для профілактичного ремонту й обслуговування ():

(59)

(60)

5. Потім визначаються показники повних відключень секцій шин ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через аварійні відключення уведення, відключень для профілактичного ремонту й обслуговування () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(61)

(62)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через аварійні відключення уведення, відключень для профілактичного ремонту й обслуговування () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(63)

(64)

Далі переходять до розрахунку ЛРС III і IV.

Оскільки параметри елементів, що становлять ЛРС III і IV однакове й число потоку відмов, а також час відновлення розрахунок буде представлений на прикладі ЛРС III, для ЛРС IV він ідентичний.

6. Показники аварійних відключень через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань ().

На даному етапі проектування кількість ліній, що відходять, невідомо, тому для спрощення розрахунків приймають число приєднань mIII = 1 для обох секцій шин — 3 і 4 (секції шин пронумеровані відповідно до номерів джерел живлення (ІП) для даних секцій). Показники надійності для елементів 17 і 18 ЛРС III і для секцій шин 6−10 кВ (табл. 7), рівні:, .

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 3 секції шин через розвиток відмов з боку приєднань:

(65)

(66)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 4 секції шин через розвиток відмов з боку приєднань:

(67)

(68)

7. Показники надійності окремих секцій шин ТП при збереженні електропостачання на інші - індивідуальні показники ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 3 секції шин через відмови ІП () з урахуванням імовірності відмови АВР або розвитку відмов з боку приєднань ():

(69)

(70)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 4 секції шин через відмови ІП () з урахуванням імовірності відмови АВР або розвитку відмов з боку приєднань ():

(71)

(72)

8. Показники аварійних відключень секцій шин ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 3 секції шин через відмови ІП () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(73)

(74)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 4 секції шин через відмови ІП () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(75)

(76)

9. Показники повних відключень уведення ().

Показники для даної ЛРС не визначаються, тому що на уведенні схеми елементів ні, а елементи ставляться до I і II ЛРС, при розрахунку яких ремонтні показники вже були враховані. Звідси, показники надійності повних відключень уведення ЛРС III () дорівнюють показникам надійності через аварійні відключення уведення, якими в цьому випадку є показники ІП 3 і ІП 4 ():

10. Показники повних відключень секцій шин ().

Тому що показники надійності повних відключень уведення ЛРС III () дорівнюють показникам надійності ІП 3 і ІП 4 () відповідно, те показники повних відключень секцій шин дорівнюють показникам аварійних відключень секцій шин відповідно:

11. Показники повного відключення ТП ().

Показники одночасної відмови ІП 3 і 4 секції шин:

(77)

(78)

Повне відключення ТП відбувається при:

аварійному відключенні 4 секції шин (аварійне відключення уведення або аварійне відключення через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань) під час ремонту або аварії на 3 секції шин і навпаки;

аварійному відключенні через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань під час аварії або ремонтних робіт на уведенні 3 секції шин з урахуванням відмови АВР (те ж для 4 секції шин);

аварійному відключенні 3 або 4 секції шин (аварійному відключенні уведення або аварійному відключенні через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань)з урахуванням помилкового спрацьовування АВР; відмові обох джерел живлення.

З огляду на все перераховане вище, показники надійності повного відключення ТП () рівні:

(79)

(80)

12. Показники, що характеризують відмови однієї, але кожної, секції ТП при збереженні напруги на іншій ():

(81)

(82)

13. Відмови кожної із секцій незалежно від працездатності іншої ():

(83)

(84)

(85)

(86)

14. Відмови будь-якого виду ():

(87)

(88)

15. Імовірність безвідмовної роботи й коефіцієнт простою, що характеризують всі вищерозглянуті випадки порушення електропостачання. Так при відключенні секції 3 при збереженні живлення 4 секції:

(89)

(90)

Результати розрахунку зведені в таблицю 9.

Таблиця 9

Показники надійності для схеми з роз'єднувачами (мал. 7а).

Тепер визначимо показники надійності для схеми з вимикачами на стороні вищої напруги (мал. 7б).

Показники надійності елементів схеми представлені в таблиці 10.

Тому що, раціональною напругою живлення було обрано 110 кВ, те беруть із таблиці 1 параметри елементів з номінальною напругою 110 кВ. На низькій стороні підстанції раціональна напруга буде визначено техніко-економічним порівнянням у розрахунку системи розподілу. З огляду на, що показники надійності елементів СЕС на напругу 6 і 10 кВ однакові, то на даному етапі обмежуються вказівкою можливих варіантів напруги системи розподілу.

Таблиця 10

Показники надійності елементів СЕС

Спочатку розраховується ЛРС I і II.

1. Визначаємо показники аварійних відключень уведень.

Середній параметр потоку відмов для I уведення через аварійні відключення дорівнює сумі параметрів потоку відмов елементів I уведення й параметра потоку відмов джерела живлення I уведення :

(91)

Середній параметр потоку відмов для II уведення через аварійні відключення дорівнює сумі параметрів потоку відмов елементів II уведення й параметра потоку відмов джерела живлення II уведення :

(92)

Середній час відновлення напруги для I уведення після аварійного відключення, дорівнює:

(93)

Середній час відновлення напруги для II уведення після аварійного відключення, дорівнює:

(94)

2. Показники аварійних відключень через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань ().

Приєднаннями в цьому випадку є по двох осередку () з масляним вимикачем на кожній секції шин, а шини ТП утворені низькою стороною трансформатора, тобто число потоку відмов шин дорівнює числу потоку відмов трансформатора. Аналогічна ситуація й для тривалості відновлення напруги.

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через розвиток відмов з боку приєднань:

(95)

(96)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через розвиток відмов з боку приєднань:

(97)

(98)

3. Показники аварійних відключень секцій шин ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через аварійні відключення секцій шин, тобто аварійних відключень уведення () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(99)

(100)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через аварійні відключення секцій шин, тобто аварійних відключень уведення () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(101)

(102)

4. Показники повних відключень уведень ().

Визначення показників (р — відключення для профілактичного ремонту або обслуговування) виробляється виходячи із припущення, що можливості сполучення ремонтів елементів уведення реалізовані не повністю. Числові характеристики планових ремонтів елементів 1, 2, 3 (5, 6, 7) утворять одну ремонтовану групу з показниками:

Елемент 1, 3 (5, 7) — роз'єднувач 110 кВ у ремонтовану групу не включений, тому що його профілактичне обслуговування проводиться одночасно з ремонтом повітряного вимикача 110 кВ.

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через аварійні відключення уведення () або відключень для профілактичного ремонту й обслуговування ():

(103)

(104)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через аварійні відключення уведення () або відключень для профілактичного ремонту й обслуговування ():

(105)

(106)

5. Показники повних відключень секцій шин ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для I уведення через аварійні відключення уведення, відключень для профілактичного ремонту й обслуговування () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(107)

(108)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для II уведення через аварійні відключення уведення, відключень для профілактичного ремонту й обслуговування () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(109)

(110)

Потім переходять до розрахунку ЛРС III і IV.

Оскільки параметри елементів, що становлять ЛРС III і IV однакове й число потоку відмов, а час відновлення розрахунок буде представлений на прикладі ЛРС III, для ЛРС IV він ідентичний.

6. Показники аварійних відключень через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань ().

На даному етапі проектування кількість ліній, що відходять, невідомо, тому для спрощення розрахунків приймають число приєднань mIII = 1 для обох секцій шин — 3 і 4 (секції шин пронумеровані відповідно до номерів джерел живлення (ІП) для даних секцій). Показники надійності для елементів 13 і 14 ЛРС III і для секцій шин 6−10 кВ (таблиця 10), рівні:, .

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 3 секції шин через розвиток відмов з боку приєднань:

(111)

(112)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 4 секції шин через розвиток відмов з боку приєднань:

(113)

(114)

7. Показники надійності окремих секцій шин ТП при збереженні електропостачання на інші - індивідуальні показники ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 3 секції шин через відмови ІП () з урахуванням імовірності відмови АВР або розвитку відмов з боку приєднань ():

(115)

(116)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 4 секції шин через відмови ІП () з урахуванням імовірності відмови АВР або розвитку відмов з боку приєднань ():

(117)

(118)

8. Показники аварійних відключень секцій шин ().

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 3 секції шин через відмови ІП () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(119)

(120)

Середній параметр потоку відмов і середній час відновлення напруги для 4 секції шин через відмови ІП () або розвитку відмов з боку приєднань ():

(121)

(122)

9. Показники повних відключень уведення ().

Показники для даної ЛРС не визначаються, тому що на уведенні схеми елементів ні, а елементи ставляться до I і II ЛРС, при розрахунку яких ремонтні показники вже були враховані. Звідси, показники надійності повних відключень уведення ЛРС III () дорівнюють показникам надійності через аварійні відключення уведення, якими в цьому випадку є показники ІП 3 і ІП 4 ():

10. Показники повних відключень секцій шин ().

Тому що показники надійності повних відключень уведення ЛРС III () дорівнюють показникам надійності ІП 3 і ІП 4 () відповідно, те показники повних відключень секцій шин дорівнюють показникам аварійних відключень секцій шин відповідно:

11. Показники повного відключення ТП ().

Показники одночасної відмови ІП 3 і 4 секції шин:

(123)

(124)

Повне відключення ТП відбувається при:

аварійному відключенні 4 секції шин (аварійне відключення уведення або аварійне відключення через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань) під час ремонту або аварії на 3 секції шин і навпаки;

аварійному відключенні через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань під час аварії або ремонтних робіт на уведенні 3 секції шин з урахуванням відмови АВР (те ж для 4 секції шин);

аварійному відключенні 3 або 4 секції шин (аварійному відключенні уведення або аварійному відключенні через відмови шин ТП або через розвиток відмов з боку приєднань)з урахуванням помилкового спрацьовування АВР;

відмові обох джерел живлення.

З огляду на все перераховане вище, показники надійності повного відключення ТП () рівні:

(125)

(126)

12. Показники, що характеризують відмови однієї, але кожної, секції ТП при збереженні напруги на іншій ():

(127)

(128)

13. Відмови кожної із секцій незалежно від працездатності іншої ():

(129)

(130)

(131)

(132)

14. Відмови будь-якого виду ():

(133)

(134)

15. Імовірність безвідмовної роботи й коефіцієнт простою, що характеризують всі вищерозглянуті випадки порушення електропостачання. Так при відключенні секції 3 при збереженні живлення 4 секції:

(135)

(136)

Таблиця 11

Показники надійності для схеми з вимикачами