Электроснабжение текстильного комбината Оглавление Аннотация Введение 1. Исходные данные на проектирование 2. Описание технологического процесса 3. Определение расчетных электрических нагрузок 4. Построение графиков электрических нагрузок 5. Определение центра электрических нагрузок 6. Технико-экономический расчет с учетом надежности 6.1 Выбор рационального напряжения 6.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности 6.3 Расчет надежности 6.4 Среднегодовой ожидаемый ущерб 6.5 Технико-экономический расчет 6.6 Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения с учетом надежности 7. Выбор системы питания 7.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ 7.2 Выбор трансформаторов ППЭ 7.3 Выбор ВЛЭП 8. Выбор системы распределения 8.1 Выбор рационального напряжения распределения 8.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП 8.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП 8.4 Выбор способа канализации электроэнергии 9. Расчет токов короткого замыкания 10. Выбор электрических аппаратов 10.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ 10.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ 10.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ 11. Проверка КЛЭП на термическую стойкость 12. Расчет самозапуска электродвигателей 13. Расчет релейной защиты 13.1 Защита от повреждений от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла 13.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора 13.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ 13.4 Защита оттоков внешних замыканий на землю со стороны ВН 13.5 Защита от токов перегрузки 14. Расчет молнии защиты и заземляющего устройства ПГВ 15. Охрана труда Заключение Литература Аннотация В данном дипломном проекте разработаны системы электроснабжения текстильного комбината. Содержание дипломного проекта включает в себя следующие вопросы: описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения электрической энергии, расчет токов короткого замыкания и проверка выбранной аппаратуры, разработка схемы электроснабжения, расчет релейной защиты, расчет заземляющего устройства, вопросы самозапуска электродвигателей. Рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации электроустановок. Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности. The summary In the given degree project the systems of power supply of a plant of heavy engineering are designed. The contents of the degree project includes following questions: the description of a manufacturing process, calculation of electrical loads, definition of center of electrical loads, selection of the power supply system and distribution of electrical energy, calculation of short-circuit currents and check of selected instrumentation, wiring design of power supply, calculation of relay protection, calculation of the grounding device, questions of electric motors. The questions of guards of work are considered at maintenance of electric sets. The system of power supply meets the requirements of reliability and profitability. Введение Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций. Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение. В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Ниже перечислены основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий. 1. Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий. 2. Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий. 3. Применение переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики. 4. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. 5. Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей. 6. Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций. Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения текстильного комбината. Introduction The problem of power supply of industrial firms has arisen simultaneously with development of construction of electrical stations. The system design of power supply of industrial firms was conducted in a number(series) of design organizations. As a result of generalization of experience of designing there was a standard solution. Methods of calculation and designing of shop networks(grids), selection of power of shop transformers and transformer substations now are created, a technique of definition of electrical loads the main(basic) modern problems are etc. below listed(etc. below transferred) in the field of power supply of industrial firms. 1. Rational construction of systems of power supply of industrial firms. 2. Questions of indemnification(compensation) of a reactive power in systems of power supply of industrial firms. 3. Application of an alternating current, operating, for relay protection and automatics. 4. Correct definition of expected electrical loads. 5. Questions of designing universal convenient in maintenance of shop electrical networks. 6. Complete fulfilment of shop and manufacturing power supply systems and designs of substations. Them of the given degree project is the designing of a system of power supply of a plant of heavy engineering. 1. Исходные данные на проектирование 1) Генеральный план завода приведен на рис. 1. 2) Мощность системы питания 800 МВ·А. 3) Питание предприятия можно осуществлять от подстанций энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ. 4) Индуктивное сопротивление системы (хС ) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ. 5) Расстояние от источника питания до завода 3 км. 6) Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1. 2. Описание технологического процесса Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода № на плане Наименование цеха Установленная мощность, кВт Категория Окружающая среда 1 Административный корпус 100 II Нормальная 2 Прядильно-кордная фабрика 7010 II Нормальная 3 Ткацкая фабрика № 1 3200 II Нормальная 4 Ткацкая фабрика № 2 2150 II Нормальная 5 Отбельно-красильный корпус отделочной фабрики 1770 II Нормальная 6 Печатно-аппретурный корпус отделочной фабрики 4600 II Пожароопасная 7 Станция водоподготовки 1100 II Нормальная 8 Склад масел 20 III Нормальная 9 Склад реагентов 15 III Тяжелая 10 Склад готовой продукции 30 III Тяжелая 11 Склад вспомогательных материалов 120 III Тяжелая 12 Ремонтно-механический цех 700 II Нормальная 13 Склад хлопка 20 III Нормальная 14 Депо электрокар 250 II Нормальная 15 Блок подсобных цехов 70 II Нормальная 16 Хлопковая база 30 Ш Нормальная 17 Компрессорная 650 II Нормальная Компрессорная (6 кВ) 2800 II Нормальная 18 Склад декоративных тканей 15 Ш Нормальная 19 Холодильная станция 2210 II Нормальная Холодильная станция (6 кВ) 6000 II Нормальная 20 Насосная 1380 II Нормальная 21 Ремонтно-строительный цех 120 Ш Нормальная 22 Прядильно-ниточная фабрика 8810 II Нормальная 23 Прядильно-гребенная фабрика 8190 II Нормальная Освещение цехов и территории комбината Определить по площади II 3. Определение расчетных электрических нагрузок Важным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты. Существуют различные методы расчета электронагрузок, которые в свою очередь делятся на: 1) основные; 2) вспомогательные. К первым относят такие способы как: 1. По установленной мощности и коэффициенту спроса. 2. По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статический метод). 3. По средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки. 4. По средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм) Ко вторым относят такие методы как: 5. По удельному расходу электроэнергии на единицу продукции или заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени. 6. По удельной нагрузке на единицу производственной площади. Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов. 1. Метод коэффициента спроса Метод коэффициента спроса наиболее прост и широко распространен. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность РЦ группы приемников и коэффициенты мощности cosj и спроса КС данной группы, определяемые по справочной литературе. Расчетная нагрузка для однородных по режиму работы приемников определяется по следующим выражениям: ; ; , где КС – коэффициент спроса группы приемников. tgj - соответствует cosj. Расчетная нагрузка (цеха, корпуса, предприятия) определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в данный узел с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки. ; - сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников; - сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников. КР.Т. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников, принимаемый 0,85 – 1,0 в зависимости от места нахождения данного угла в системе электроснабжения предприятия. 2. Статический метод расчета нагрузок Формирование электрических нагрузок зависит от ряда случайных факторов. Поэтому числовые значения величин нагрузок, также являются случайными, чаще всего эти величины независимы. Поскольку групповая нагрузка представляет собой систему независимых случайных нагрузок отдельных электроприемников, то при большом их числе групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения случайных величин. По статическому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой РСР и среднеквадратичным отклонением s из уравнения: , где b - статический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения графиком нагрузки Р(t) уровня РР . Среднеквадратичное отклонение для группового графика определяют по формуле: , где – Среднеквадратичная мощность. При введении коэффициента формы ; , Значение b принимается различным. В теории вероятности используется правило трех сигм ; что при нормальном распределении соответствует предельной вероятности 0,9973. Вероятности превышения нагрузки на 0,5% соответствует b = 2,5, для b = 1,65 обеспечивается пяти процентная вероятность ошибки. В практических расчетах вполне достаточна точность 0,5 тогда 3. Определение расчетной нагрузки по средней сложности и коэффициенту формы Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения коэффициента формы КФ находится в пределах 1,0-1,2. Расчетную нагрузку группы приемников определяют из выражений: ; или , где ; . В расчетном методе расчетную нагрузку принимаю равной среднеквадратичной, т.е.: , Для группы приемников с повторно-кратковременным режимом (ПКР) работы применяемое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо и для групп приемников с длительным режимом работы, когда число приемников в группе достаточно велико и отсутствует мощные приемники, способные изменить достаточно равномерный групповой график нагрузок. Значение коэффициента КФ достаточно стабильны, если производительность завода или цеха примерно постоянна. Поэтому при проектировании КФ могут быть приняты по опытным данным системы электроснабжения действующего предприятия, аналогичному по технологическому процессу и производительности проектируемому. Средние мощности за наиболее загруженную смену РСР.М ., QСР.М для определения расчетной нагрузки находятся при проектировании любым из способов: 1. По известным установленным мощностям РУ и коэффициентам использования КИ . где Рном. – суммарная номинальная мощность группы электроприемников приведенная к ПВ = 100 %. 2. По известным удельным расходам электроэнергии и производительности цеха или предприятия в единицах продукции. 3. По известным среднеудельным нагрузкам на единицу производственной площади. 4. Метод упорядоченных диаграмм По этому методу расчетная активная нагрузка электроприемника на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяется по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения: ; Для определения РР по методу упорядоченных диаграмм все электроприемники разбиваются на подгруппы с примерно одинаковыми режимами работы (коэффициентами использования КИ коэффициентами мощности cosj). Затем для каждой группы находят сумму номинальных мощностей. При этом, если режим работы электроприемника отличен от длительного, то используем следующую формулу: , где Рпас – паспортная мощность приемника. ПВ – продолжительность включения электроприемника группы в долях от 1. Значение КМ зависит от КИ данной группы электроприемников и эффективного числа приемников nэф . Эффективное число электроприемников определяется по формуле. . При числе электроприемников в группе 4 и более допускается принимать nэф равным n (действительному значению электроприемников при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника РНОМ. max к номинальной мощности наименьшего РНОМ. min При m > 3 и КИ ³ 0,2 nэф можно определить по более простой формуле: Когда найденное эффективное число электроприемников nэф оказывается больше действительного n, следует принимать nэф = n; На практике бывает, когда n<5, тогда nэф , КМ не определяются и – при n = 1 расчетная нагрузка подгруппы равна номинальной, т.е. РН = РИ – – при n = 2 – 5 расчетная нагрузка рассчитывается по коэффициенту нагрузки если КЗ у всех одинаков или если КЗ различны. Практика расчетов показала, что более точно КМ можно найти по формуле: , где КФ – коэффициент формы графика нагрузки; А,В – коэффициенты, учитывающие нагрев проводников. Коэффициент КФ рассчитывается по формуле: ; Коэффициенты А и В принимаются равными при КФ £ 1,1 А = 4,1 В = 3,1 при КФ > 1,1 А = 2,8 В = 1,67 расчетную реактивную нагрузку по этому принимают равной: при КФ £ 10 QР = 1,1×QСР.М при КФ > 10 QР = QСР.М или QР = РР ×tgj 5. Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции Ряд приемников электроэнергии характеризуются неизменными или мало изменяющимися графиками нагрузок. К таким электроприемникам относятся электроприводы вентиляторов, насосов, воздуходувок, преобразовательных агрегатов, электролизных установок, печи сопротивления, электроприемники бумажной и химической промышленности, поточно-транспортных систем, и многие другие. Коэффициенты включения этих приемников равны 1, а коэффициенты загрузки изменяются мало. Для электроприемников с неизменной или мало изменяющейся во времени нагрузкой, расчетная нагрузка совпадает со средней, за наиболее загруженную смену и может быть определена по удельному расходу электрической энергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска за определенный период времени: , где Эуд – удельный расход электроэнергии на единицу продукции, кВт×ч. NСМ – количество продукции, выпускаемой за смену (производительность установки за смену). ТСМ – продолжительность наиболее загруженной смены, ч. При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении Эуд при годовом объеме выпускаемой продукции Nгод цеха (предприятия в целом) расчетную нагрузку определяют по формуле: , где Тmax .ц – число часов использования максимума активной нагрузки цеха (принимается по отраслевым инструкциям и справочным данным). Если известны данные об удельных расходах электроэнергии по отдельным технологическим агрегатам Эуд. i , то расчетную нагрузку определяют по формулам: для цеха: ; для завода в целом: где РР.О.Ц. и РР.О.З. – расчетные нагрузки за наиболее загруженную смену соответственно общецеховых и общезаводских электроприемников. Nэд. i – производительность отдельных агрегатов. Эуд. i – расход электроэнергии по отдельным агрегатам. 6. Метод удельной нагрузки на единицу произведенной площади Расчетная нагрузка группы электроприемников по удельной мощности определяется по формуле: , где Руд – удельная расчетная мощность на 1 м2 производственной мощности, кВт/м2 . F- площадь размещения группы приемников, м2 . Удельную нагрузку определяют по статистическим данным. Её значение зависит от рода производства, площади цеха, обслуживаемой магистральным шинопроводом и изменяется в пределах 0,06 – 0,6 кВт/м2 . Метод удельной нагрузки на единицу производственной мощности применяемой при проектировании универсальных сетей машиностроения, которые характеризуются большим количеством электроприемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади цеха. Универсальные сети выполняются магистральными шинопроводами и прокладываются с учетом возможных перемещений технологического оборудования. Из анализа рассмотренных различных методов определения расчетных нагрузок можно сделать следующие выводы: 1. Для определения расчетных нагрузок по отдельным группам электроприемников и узлам с напряжением до 1 кВ в цеховых сетях следует использовать метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок. 2. Для определения расчетных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная с цеховых шинопроводов и шин цеховых ТП и кончая линиями, питающими предприятие) следует использовать методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициентов КМ и КФ . При ориентировочных расчетах на высших ступенях системы электроснабжения возможно применение методов расчета по установленной мощности и КС . Из всех выше перечисленных методов расчетов электрических нагрузок предпочтительней метод коэффициента спроса. Погрешность при расчете данным способом составляет 5-10%. Такая погрешность допустима при проектировании. Таким образом расчет электрических нагрузок данного проекта будет осуществляется методом коэффициента спроса. Метод коэффициента спроса Указанный в проектном задании установленные мощности цехов позволяют применить к расчету их нагрузок, метод коэффициента спроса. Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов СЭС сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных трансформаторов и т.д., определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом. Определение расчетной нагрузки данным методом рассмотрим на примере прядильно-кордной фабрики. где - расчетный максимум цеха без учета освещения. КС – коэффициент спроса по фабрике согласно [3]. кВт кВар Необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории завода. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения s согласно [1] по выражению: , где F – освещаемая площадь, м2 , s - удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2 . КСО – коэффициент спроса осветительной нагрузки согласно. кВт. , где tgj - коэффициент мощности осветительной нагрузки. кВар. В качестве источников света используем люминесцентные лампы с cosj = 0,9 (tgj = 0,48). Полная нагрузка цеха напряжением до 1 кВ представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки. кВт кВар Результаты расчета остальных цехов сведены в табл. 2. У потребителей напряжением 6 кВ отсутствует осветительная нагрузка. Определим мощность осветительной нагрузки территории предприятия. Площадь территории F =521424,72 м2 ,освещаемая территория Fтер.ос. =376040 м2 , удельная плотность освещения sтер = 1 Вт/м2 . Коэффициент спроса КСО тер = 1 по (2.1.3.) и (2.1.4.) кВт кВар Нагрузка напряжением до 1 кВ, без потерь в трансформаторaх. кВА Для дальнейшего расчета максимальной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновременности максимума КРМ = 0,925, а также потери в цеховых трансформаторах, линиях, распределительной и др. элементах. Однако эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций DР и DQ учитывают приближенно по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1 кВ. кВт кВар Суммарная активная нагрузка напряжением свыше 1000 В. кВт Потребителями напряжения 6 кВ в компрессорной и насосной являются в основном синхронные двигатели. Они имеют cosj, равный 1, следовательно реактивная мощность напряжением выше 1000 В равна нулю. кВар Активная мощность предприятия кВт Реактивная мощность предприятия без учета компенсации. кВар. Таблица 2. Расчетные максимумы цехов Наименование цеха P'm Q'm F σ Ксо tgfо Ро Qо Р∑ Q∑ S∑ ΔРт ΔQт Рм Qм Sм Административный корпус 50 24,216 2285,28 5,14 0,85 0,48 9,984 4,792 59,98 29,009 66,63 1,333 6,66 61,31 35,67 70,9383 Прядильно-кордная фабрика 4907 3680,3 7379,55 4,68 0,9 0,48 31,08 14,92 4938 3695,2 6168 123,4 617 5061, 4312 6649,122 Ткацкая фабрика № 1 2720 2393,6 16092,2 5 0,9 0,48 72,41 34,75 2792 2428,4 3701 74,01 370 2866, 2798 4005,94 Ткацкая фабрика № 2 1827,5 1611,7 17940 5 0,9 0,48 80,73 38,75 1908 1650,5 2523 50,46 252 1959 1903 2730,736 Отбельно-красильный корпус отделочной фабрики 1327,5 1170,7 5998,86 2,34 0,8 0,48 11,23 5,390 1339 1176,1 1782 35,64 178 1374 1354 1929,537 Печатно-аппретурный корпус отделочной фабрики 3220 3285,1 7498,58 2 0,8 0,48 12 5,758 3232 3290,8 4613 92,25 461 3324 3752 5012,847 Станция водоподготовки 825 727,58 6299,7 3,08 0,8 0,48 15,52 7,450 840,5 735,03 1117 22,33 112 862,8 846,7 1208,884 Склад масел 10 4,8432 476,1 2,41 0,85 0,48 0,975 0,468 10,98 5,3114 12,19 0,244 1,22 11,22 6,531 12,98148 Склад реагентов 7,5 3,6324 380,88 2,41 0,85 0,48 0,78 0,374 8,28 4,0069 9,199 0,184 0,92 8,464 4,927 9,793684 Склад готовой продукции 15 11,25 903,9 2,18 0,85 0,48 1,675 0,804 16,67 12,054 20,58 0,412 2,06 17,08 14,11 22,160 Склад вспомогательных материалов 60 45 1897,5 2,18 0,85 0,48 3,516 1,687 63,52 46,688 78,83 1,577 7,88 65,09 54,57 84,941 Ремонтно-механический цех 280 373,33 3427,92 3,4 0,9 0,48 10,49 5,034 290,5 378,37 477 9,54 47,7 300,0 426,1 521,10 Склад хлопка 10 4,8432 1897,5 2,41 0,85 0,48 3,887 1,865 13,89 6,709 15,42 0,308 1,54 14,19 8,251 16,419 Депо электрокар 150 153,03 856,98 3,68 0,8 0,48 2,523 1,211 152,5 154,24 216,9 4,338 21,7 156,8 175,9 235,70 Блок подсобных цехов 42 42,849 1737,8 3,68 0,8 0,48 5,116 2,455 47,12 45,304 65,36 1,307 6,54 48,42 51,84 70,938 Хлопковая база 15 9,2962 1928,21 2,25 0,9 0,48 3,905 1,874 18,9 11,17 21,96 0,439 2,2 19,34 13,37 23,51249 Компрессорная 552,5 414,38 1856,79 2,34 0,8 0,48 3,476 1,668 556 416,04 694,4 13,89 69,4 569,8 485,5 748,62 Склад декоративных тканей 7,5 3,6324 848,7 2,18 0,85 0,48 1,573 0,754 9,073 4,3873 10,08 0,202 1,01 9,274 5,395 10,729 Холодильная станция 1657,5 1243,1 2880,41 2,34 0,9 0,48 6,066 2,911 1664 1246 2078 41,57 208 1705 1454 2240,8 Насосная 1173 879,75 1285,47 3,08 0,8 0,48 3,167 1,520 1176 881,27 1470 29,39 147 1205 1028 1584,5 Ремонтно-строительный цех 48 64 9331,56 3,4 0,9 0,48 28,55 13,70 76,55 77,706 109,1 2,182 10,9 78,73 88,61 118,54 Прядильно-ниточная фабрика 7488,5 5616,4 5903,64 5 0,9 0,48 26,57 12,75 7515 5629,1 9390 187,8 939 7702, 6568 10123 Прядильно-гребенная фабрика 6961,5 6139,5 48562,2 5 0,9 0,48 218,5 104,8 7180 6244,4 9516 190,3 952 7370 7196 10300,63 Приемники 6 кВ P'm Q'm Компрессорная (6 кВ) 1120 0 Холодильная станция (6 кВ) 3000 0 кВА. Мощность по заводу определяется как , где и активная и реактивная мощности с учетом потерь в трансформаторе на пункте приема электроэнергии (ППЭ) кВт кВар кВт кВар кВА. 4. Построение графиков электрических нагрузок Сопоставим полученные результаты расчетных мощностей завода с процентной шкалой суточного графика электрических нагрузок и данные сведем в табл. 3. При составлении таблицы учтем нагрузки для рабочего и выходного дней. Также учтем тот факт, что насосная работает круглосуточно в любой день (её мощность 2694 кВт). В темное время суток осуществляется освещение территории завода (мощность осветительной нагрузки 286,88 кВт). В выходной день работают в основном именно эти нагрузки. Их сумма составляет 2980,88 кВт. Работа освещения территории завода осуществляется с 20 00 вечера до 7 00 утра. По данным табл. 3 построим суточный график нагрузки для рабочего и выходного дней. Таблица 3. Суточный график нагрузок в именованных единицах t, ч % Si , кВА Si 2 Si>Sтр tперегрузки 1 35 17424,8 303621986,5 0 0 2 32 15931,2 253803195,3 0 0 3 35 17424,8 303621986,5 0 0 4 35 17424,8 303621986,5 0 0 5 31 15433,4 238188350,2 0 0 6 25 12446,3 154909176,8 0 0 7 55 27381,8 749760415,7 0 0 8 80 39828 1586269970 0 0 9 95 47295,8 2236888513 47295,756 1 10 100 49785 2478546829 49785,006 2 11 90 44806,5 2007622931 44806,505 3 12 87 43313 1876012095 43312,955 4 13 92 45802,2 2097842036 45802,206 5 14 96 47793,6 2284228757 47793,606 6 15 93 46300,1 2143695152 46300,056 7 16 85 42317,3 1790750084 42317,255 8 17 90 44806,5 2007622931 44806,505 9 18 92 45802,2 2097842036 45802,206 10 19 90 44806,5 2007622931 44806,505 11 20 93 46300,1 2143695152 46300,056 12 21 93 46300,1 2143695152 46300,056 13 22 86 42815,1 1833133234 42815,105 14 23 86 34849,5 1214487946 0 14 24 35 17424,8 303621986,5 0 14 Рис. 4.1 Суточный график электрических нагрузок для рабочего и выходного дней На рис. 4.1 приведен суточный график электрических нагрузок рабочего и выходного дней зимнего периода. Летний график строится и выглядит аналогично зимнему. Для построения годового графика электрических нагрузок используется суточный график. Рассчитаем число часов использования максимальной нагрузки Тmax . Суточный расход активной энергии рабочего дня зимой. кВт×ч Суточный расход активной энергии рабочего дня летом. кВт×ч Годовой расход активной энергии. ч. ч. кВт×ч Определим число часов использования максимальной нагрузки. ч. Рис 4.2 Годовой график электрических нагрузок 5. Определения центра электрических нагрузок Для построения рациональной СЭС промышленного предприятия важное значение имеет правильное размещение трансформаторных подстанций всех мощностей, напряжения, тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводниковых материалов, т.е. минимум приведенных затрат. При проектировании СЭС разрабатывается генеральный план объекта, на который наносятся все производственные цеха, расположенные на территории предприятия. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих подстанций и источников питания, составляют картограмму нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площади которых пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха и определяется по выражению: , где m – масштабный коэффициент. Угол характеризующий долю осветительной нагрузки, относительно расчетной нагрузки цеха определяется по выражению: Координаты ЦЭН находятся по: ; ; Результаты расчетов сведены в табл. 4. По данным этой таблицы построим картограмму электрических нагрузок. Таблица 4. Данные расчета картограммы электрических нагрузок № Р0 , кВт РМ , кВт Хi , мм Yi , мм ri α РМ i ×Хi РМ i ×Хi Х0 Y0 1 9,98 61,317 86 75 4,4179 58,62 5273,26189 4598,77491 81,997 46,63 2 31,08 5061,4 90 53 40,139 2,211 455529,069 268256,007 3 72,41 2866,4 110 60 30,206 9,095 315306,969 171985,62 4 80,73 1958,7 110 46 24,969 14,84 215455,818 90099,7055 5 11,23 1374,4 130 53 20,916 2,942 178668,059 72841,5933 6 11,99 3324,2 141 53 32,529 1,299 468718,966 176185,143 7 15,52 862,85 115 18 16,573 6,476 99228,2167 15531,3731 8 0,97 11,219 140 21 1,8898 31,3 1570,68093 235,602139 9 0,78 8,4642 140 28 1,6414 33,18 1184,98918 236,997837 10 1,67 17,086 127 27 2,3321 35,29 2169,97746 461,333792 12 3,51 65,093 112 28 4,5519 19,45 7290,37683 1822,59421 13 10,48 300,03 92 11 9,7725 12,59 27602,7421 3300,32786 14 3,89 14,195 85 38 2,1257 98,58 1206,61606 539,428357 15 2,52 156,86 80 21 7,0662 5,79 12548,9059 3294,08779 16 5,11 48,423 76 9 3,926 38,04 3680,17504 435,810202 17 3,9 19,344 51 7 2,4814 72,67 986,53272 135,406452 18 3,47 569,86 66 27 13,468 2,196 37611,0276 15386,3295 19 1,57 9,2742 49 28 1,7182 61,05 454,43561 259,677492 20 6,06 1705,1 59 5 23,297 1,281 100603,003 8525,6782 21 3,17 1205,6 7 8 19,589 0,946 8438,92927 9644,49059 22 28,55 78,736 16 31 5,0062 130,6 1259,77938 2440,82254 23 26,57 7702,9 71 52 49,517 1,242 546902,847 400548,564 6. Технико-экономический расчет с учетом надежности 6.1 Выбор рационального напряжения При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии. Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения: (6.1.1) где - значение расчетной нагрузки завода, МВт; l – расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км. Для рассматриваемого предприятия они будут равны: Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия. Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ. Так как, под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, определяют приведенные затраты для каждого из вариантов. Согласно методике, изложенной в главе 1.1, приведенные затраты определяются по выражению (1.1.1), руб/год, (6.1.2) Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить лишь капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии. Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению, руб/год (6.1.4) Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год. Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны [8].Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [8].Сравнение производят для следующей схемы: Рис.4. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения. Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой: (6.1.4) где КЛ — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; КЛ0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; КОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.). Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ. Находят КЛ110 . Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой. 1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах: (6.1.5) (6.1.6) 2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока: Для текстильного комбината: Тма = 6200-8000 ч., Тмр = 6220ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9]. (6.1.7) По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-120/19. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ≤ Iд , по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд. 3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева: По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 120/19 мм2 равен 390 А, следовательно Iпар = 261,6 А < Iд = 390 А. Сечение по данному условию подходит. 4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах: (6.1.8) (6.1.9) (6.1.10) Удельные сопротивления для провода АС-120/19 равны r0 = 0,249 Ом/км и xо = 0,427 Ом/км [18]. По формуле (6.1.8): 5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать. Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-120/19 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].Учитывая, что длина линии , получают Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет [Приложение 3]. Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле: (6.1.11) Находят КОБ110 . Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8). Так как на предприятии имеются потребители II категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию. Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле: (6.1.12) Определяют мощность одного трансформатора: (6.1.13) Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 40000/110 [8] (Sном = 40 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 34 кВт; Pк = 170 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,55%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Коэффициент предварительной загрузки: (6.1.14) Коэффициент максимума: (6.1.15) Коэффициент перегрузки: (6.1.16) По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2 ’. Получают К2 ’ = 1,12 » К2 = 1,14. Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К2 <1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДН – 25000/110. Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов. Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ = 40 МВА, равна [8]. Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле: (6.1.17) Затем определяют КВ110 . На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6]. ( ). Его стоимость равна Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил [6], а в 2002 году: [Приложение 17]. Отсюда, по формуле (1.1.6): (6.1.18) Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет: (6.1.19) Определяют КР110 . Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20]. ( ). Его стоимость равна Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000. Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил [20], а в 2002 году: [Приложение 13]. Отсюда, по формуле (1.1.6): Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (1.1.7), равна: Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110 , определяются по формуле: (2.9.15) Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ. Находят КЛ35 . Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой. 1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.5) и (6.1.6): 2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока. Для текстильного комбината: Тма = 6200-8000 ч., Тмр = 6220 ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9]. Отсюда, по формуле (6.1.7): По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-300/39 (по условиям короны). Уже на данном этапе расчета можно сделать вывод о невыгодности применения ВЛЭП на 35 кВ, поскольку провод такого сечения на данное напряжение на практике никогда не применяется. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимают допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19]. Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности Sn : (6.1.20) 1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5): ; . 2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока. Как известно, для механического завода местной промышленности: Тма = 6200-8000 ч., Тмр = 6220ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9]. Отсюда, по формуле (6.1.7): По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24 (по условиям короны). 3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева. По ПУЭ [9] допустимый предельный ток для провода на 35 кВ сечением 150/24 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар = 567 А > Iд = 450 А. Сечение по данному условию не подходит. 4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.8), (6.1.9) и (6.1.10): Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r0 = 0,198 Ом/км и xо = 0,406 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7): 5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать. Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8]. Используя найденный ранее коэффициент пересчета , по формуле (1.1.7) определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l = 3 км будет составлять: Находят КОБ35 . Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8). Так как на предприятии имеются потребители II категории, то также, как и в предыдущем случае, устанавливают двухтрансформаторную подстанцию. Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле (6.1.12): Определяют мощность одного трансформатора по формуле (6.1.13): Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС – 32000/35 [8] (Sном = 32 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 6,3/10,5; Pх = 29 кВт; Pк = 145 кВт; Uк = 12,7%; Iх = 0,6 %) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Трансформатор ТРДНС-32000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжают расчет. Коэффициент предварительной загрузки по формуле (6.1.14): Коэффициент максимума по формуле (6.1.15): Коэффициент перегрузки по формуле (6.1.16): По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2 ’. Получают К2 ’ = 1,4 » К2 = 1,39. Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К2 <1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДНС – 32000/35. Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ = 40 МВА, равна [8]. С учетом найденного ранее коэффициента пересчета на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (1.1.7) составят: Затем находят КВ35 . На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6]. ( ). Его стоимость равна С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 по формуле(6.1.18), равна: Определяют КР35 . Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20]. ( ). Его стоимость равна С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (6.1.18), равна: Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35 по формуле (6.1.15), равны: Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно. Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению, руб/год, (6.1.21) здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ , а для линии 110 кВ - . R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ . t — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс . Для текстильного комбината , как уже отмечалось ранее, [10]. Используя указанную зависимость для любых значений находят, что . сЭ — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина сЭ в общем случае зависит от t . Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций. На современном этапе принимают . Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (6.1.21): . Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (6.1.21): . Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год, (6.1.22) здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n= 2. DPX и DPK — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-32000/35: DPХ = 29 кВт; DPК = 145 кВт; для ТРДН-40000/110: DPХ = 34 кВт; DPК = 170 кВт. cЭх и cЭк — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк = 50 коп./кВт×ч. Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае, . Sn — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ×А. Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-32000/35 по формуле (6.1.22), равна: Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-40000/110 по формуле (6.1.22), равна: Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено. Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. Далее определяют приведенные затраты по элементам с использованием формулы , но без учета ущерба: · приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ: (6.1.23) · приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ: · приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ: · приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ: В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны: (6.1.24) В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны: (6.1.25) Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ больше, чем на 110 кВ . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС – для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбирают более высокое напряжение. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ. 6.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН. а) б) Рис. 5. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии. Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем. 6.3 Расчет надежности Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 5б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 5а) является высоковольтный выключатель подстанции системы. Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 5а) и QS5,QS6 (рис. 5б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается. В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 5, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 6, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку. Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов. а)б) Рис. 6. Блок-схемы расчета надежности Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а). Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 6. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения. Таблица 6 - Показатели надежности элементов СЭС       № элемента на расчетной схеме Элементы wа , (1/год) Т х 10-3 , (год) wр , (1/год) tр х 10-3 , (год) ИП1, ИП2 Источники питания предприятия 0 - - - 1, 3, 5, 7, 9, 11 Разъединитель 110 кВ 0,008 1,712 - - 2, 8 Ячейка с воздуш-м выключателем 110 кВ 0,18 1,256 0,67 2,28