Расчет электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий (стр. 3 )

Геометрические изображения средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняют различными способами. Наиболее простой из них состоит в изображении степени интенсивности распределения нагрузок при помощи кругов. Он состоит в следующем: в качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электро­энергии, значение его находят из условия равенства расчетной мощности Рр площади круга:

Рpi = p × r2i × m,

где гi - радиус круга; m - масштаб; p = 3,14, откуда

Каждый круг может быть разделен на секторы, площади которых равны соответственно осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограм­ма дает представление не только о значениях нагрузок, но и об их структуре.

Осветительная нагрузка приемников электроэнергии (цехов, промыш­ленного предприятия в целом и т. п.) показывается на картограмме в виде сегментов круга. Угол сектора определяется по формуле

где Росвi - активная мощность осветительной нагрузки i - го цеха, кВт. Результаты расчетов сводятся в табл. 3.1.

Таблица 3.1

№ цеха	Uн, кВ	Рм, кВт	х, мм	у, мм	Ро, кВт	Гi, мм	ai, град
1
2
3

3.2. Определение центра электрических нагрузок

Понятие центра электрических нагрузок введено в теорию электроснаб­жения промышленных предприятий по аналогии с понятием центра тяжести системы материальных точек. Теперь в связи с изучением распределения нагрузок в группе приемников это понятие получило иное обоснование.

ЦЭН группы электроприемников будем называть точку с координатами хо; уо, относительно которой показатели разброса нагрузок наименьшие. Показатели разброса нагрузок и центр электрических нагрузок являются взаимосвязанными простейшими характеристиками распределения нагрузок группы приемников.

При определении ЦЭН используют формулы

;

Теперь покажем, как, используя эти простейшие характеристики, можно ставить и решать задачи оптимизации.

3.3. Выбор места расположения ППЭ

Постановка любой задачи оптимизации зависит от математических средств, которыми располагает исследователь. Для выбора места располо­жения пункта приема электрической энергии имеем два показателя опти­мизации: показатель разброса, который приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения, и центр электри­ческих нагрузок.

Целевая функция задачи принимает наименьшее значение в ЦЭН, коорди­наты которого определили. Следовательно, разброс нагрузок приемников электрической энергии относительно источника питания, расположенного в ЦЭН, наименьший. В этом случае расположение ППЭ в ЦЭН является наивыгоднейшим по затратам.

Однако следует отметить, что не во всех случаях возможна установка пунк­та приема электроэнергии в центре электрических нагрузок. Невозмож­ность, например, подвода линий электропередач к ППЭ из-за сооружений (зданий, цехов и т. п.), расположенных на пути прокладки ЛЭП. Поэтому следует выбирать место расположения ППЭ из условия минимальных затрат на сооружение (возможность привязки его к зданию цеха) и эксплуатацию системы электроснабжения, т. е. оно должно быть ближе к центру электри­ческих нагрузок в сторону системы питания.

4. СИСТЕМАПИТАНИЯ

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы (системы) - питания и распреде­ления электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Для учебного проектирования принято считать, что канализация электри­ческой энергии от источника питания (ИП) до ППЭ осуществляется двухцеп­ными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Поэтому после привязки ППЭ к какому-либо цеху (п 3.3.) порядок выбора системы питания необходимо проводить в следующей последовательности.

4.1. Построение графиков нагрузки

Построение суточного графика нагрузки предприятия необходимо для определения среднеквадратичной нагрузки и выбора силовых трансформа­торов ПГВ. Для построения графиков при учебном проектировании реко­мендуем использовать типовые таблицы суточной загрузки электрооборудо­вания проектируемой отрасли промышленности (см. приложение 1).

4.2. Выбор рационального напряжения

Комплекс основных вопросов при проектировании систем электроснаб­жения промышленных предприятии наряду с выбором общей схемы пита­ния и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку последними определяются 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 и распре­деления. Под рациональным напряжением U ^ понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат.

В проектной практике обычно используют следующее выражение для определения приближенного значения рационального напряжения:

где Рр - значения расчетной нагрузки завода, МВт; l – расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Затем намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше Uрац, а другое больше Uрац) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

4.3. Выбор силовых трансформаторов ППЭ

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных пони­зительных подстанций промышленных предприятий должен быть пра­вильным, технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа трансформаторов необходимо учитывать требование резервирования потребителей, исходя из следующих соображений. Потре­бии категории должны получать питание от двух независимых взаимно резервирующих источников электроэнергии, и перерыв их электроснабжения (при нарушении электроснабжения от одного из источников питания) может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. При питании этих потребителей от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору. Обеспечивая питание потребителей 1-й кате­гории от одной подстанции, необходимо иметь по одному трансформатору на каждую секцию шин высокого напряжения. При этом для обеспечения питания потребителей мощность трансформаторов должна быть выбрана с учетом допустимой перегрузки каждого из них при отключении любого из трансформаторов. Для электроснабжения особой группы электроприемников 1-й категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Ввод резервного питания потребителей 2-й категории должен осущест­вляться действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции необходимо иметь два трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получить питание от подстанции с одним трансформатором при наличии "складского" резервного трансформатора.

При проектировании электроснабжения промышленного предприятия следует использовать трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой (система РПН).

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов (автотранс­форматоров) для питания нагрузок промышленных предприятий производят на основании расчетов и обоснований по изложенной ниже общей схеме.

1. Определяют число трансформаторов на подстанции, исходя из обеспе­чения надежности питания с учетом категории потребителей.

2. Намечают возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме.

3. Определяют экономически целесообразное решение из намеченных вариантов, приемлемое для данных конкретных условий.

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТу 14Мощность трансформаторов выбирают по суточному графику нагрузки предприятия и проверяют на послеаварийную перегрузку.

Среднеквадратичные мощности Рср. кв, Qср. кв, Sср. кв рассчитываются по формулам:

;

;

.

Мощность одного трансформатора для n - трансформаторной подстанции

.

После выбора трансформаторов их проверяют на перегрузочную способ­ность.

Коэффициент предварительной загрузки

а коэффициент максимума. .

Коэффициент перегрузки К2 определяется по полной мощности, которая больше среднеквадратичной: SDt > Sср. кв в период времени Dt.

По кривым зависимости коэффициентов К1, и К2 , согласно [5] определяем К`2 ;. Если выполняется неравенство К2 < К1 , то трансформаторы подобраны правильно.

4.4 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми (рис. 4.1)

Рис. 4.1. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а – без выключа­телей на стороне высшего напряжения; б, в, г – с выключателями

Возможно, что установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной будет казаться экономически необоснованной, но как показала практика, 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.

Поэтому рекомендуем при учебном проектировании использовать схемы ГПП с установкой выключателей на стороне высшего напряжения, если имеются потребители электроэнергии первой категории.

Схему (рис. 4.1 а, блок линия - трансформатор с отделителем) рекомен­дуют для подстанций, по радиальным кабельным линиям небольшой длины. Схему (рис. 4.1 б) рекомендуется принять для подстанций, питающих потребителей 1- и категории. Питание подстанций осуществляется по радиальной схеме при длине питающих линий электропередач. Схему (рис. 4.1 в) применяют при кольцевом (транзитном) питании и для подстан­ций с неравномерным суточным графиком нагрузки (когда требуется частое отключение трансформатора). При данной схеме в случае короткого замыкания на линии временно отключается один трансформатор, который может быть введен в работу вручную обслуживающим персоналом после определенных переключении в схеме. Схема (рис. 4.1 г) лишена последнего недостатка, но вывод из работы трансформатора более сложен, чем для схемы (рис. 4.1 в) и применяется на подстанциях, питающихся по длинным линиям, и когда не требуются частые отключения трансформатора. Более сложные схемы для подстанций промышленных предприятий применяются на основании технико-экономических расчетов. Для снижения токов КЗ и облегчения работы аппаратов в нормальном режиме обычно применяют раздельную работу трансформаторов. Для резервирования части нагрузки при отключении одного то работающих трансформаторов второй включается с помощью секционного автоматического выключателя. Ввод резервного питания для потребителей первой категории должен осуществляться автоматически.

4.5. Выбор питающих линий электропередач (ЛЭП)

Сечения проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов [б].

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1. нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

2. нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

3. потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздуш­ной линии электропередачи от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

4. механическая прочность - устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5. коронирование - фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Влияние и учет перечисленных факторов в воздушных и кабельных линиях неодинаковы.

Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ, производят по так называемой экономической плотности тока Jэ (так как в данном случае этот фактор является определяющим). Величина Jэ зависит от материала провода и количества часов использования максимума нагрузки. Сечение проводов питающей линии электропередачи для выбранного стандартного рационального напряжения определяется в следующей последовательности.

1. Определение тока в линии

- в нормальном режиме.

- в послеаварийном режиме (ПАР)

где n - количество цепей на ЛЭП; Uc - номинальное напряжение сети; S3 - пол­ная расчетная мощность завода.

2. Расчет сечения провода по экономической плотности тока:

,

где Iн. р. - расчетный ток; Jэ - экономическая плотность тока.

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар £ Iд по потерям U и потерям на коронный разряд.

3. Выбор сечения проводника по условию допустимого нагрева. Выбор сечения проводов, жил кабелей и шин по условиям допустимого нагрева производят с учетом выполнения следующего неравенства:

Iпар £ Iд

Если условия работы проводников отличаются от стандартных, то приво­димые в таблицах ПУЭ значения допустимых токовых нагрузок 1д необходимо принимать с соответствующими поправками.

При выборе сечения проводников по допустимому нагреву в послеава­рийном режиме необходимо учитывать допустимую перегрузку ЛЭП и токопроводов, установленную правилами установки электродвигателей. Допустимая токовая перегрузка на проводниках (в случае отклонения норми­руемых условий) определяется выражением

Lд =Iт × К1× К2× К3× К4× К5,

где К1- коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды (воздуха, воды, земли);

К2 - коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее;

К3 - коэффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта;

К4 - коэффициент допустимой перегрузки ЛЭП в послеаварийном ре­жиме;

К5 - коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение;

Iт - допустимое значение тока нагрузки по таблицам ПУЭ для выбранной марки проводника.

4. Проверка сечения провода по падению напряжения в линии в нормаль­ном и послеаварийном режимах.

<% (исходя из возможности РПН),

R = r0 × l;

X = x0 × l.

5. Проверка проводников воздушной линии электропередач по условиям коронного разряда и радиопомех производится согласно ПУЭ для электро­установок напряжением 35 кВ и выше. Из практики проектирования проверку проводников по данным условиям проводят на напряжение 110 кВ и выше, учитывая, что минимальная площадь сечения токопровода на напряжение 110 кВ равняется 70 мм2, а на напряжение 220 кВ - 240 мм2.

При выполнении данного условия считаем, что сечение провода выбрано правильно. Для механической прочности воздушной линии ЛЭП следует брать провод со стальным сердечником.

6. Проверка линии на термическую стойкость к токам короткого замы­кания при запитывании ГПП по кабельным линиям электропередач. Мето­ды расчета будут рассмотрены ниже.

4.6. Выбор схем распределительных устройств

низшего напряжения ППЭ

Число секций, напряжение, количество отходящих линий определяются в большей степени требованиями потребителей и с учетом вариантов электро­снабжения на напряжении, отличном от наиболее распространенного 10 кВ, иллюстрируются рис. 4.2.

При выборе схемы подключений решающими являются мощность подстанции, определяющее число выводов и секций шин 6-10 кВ; наличие единичной мощности и напряжения крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность короткого замыкания на стороне 6-10 кВ, определяющая необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ, и число секций на стороне 6-10 кВ [7,8].

Наиболее распространенные схемы РУ НН ППЭ приведены на рис. 4.2.

Присоединение одной секции сборных шин к обмотке трансформатора 6-10 кВ без реагирования отходящих линий основывается на использовании в качестве вводных, межсекционных и линейных выключателей для всего РУ выключателей с одинаковым номинальным током отключения. Рекомендуется применять выключатели с предельным током отключения не меньше действующего значения периодической составляющей предельного тока КЗ.

Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщеп­ленной обмоткой 6-10 кВ без реагирования отходящих линий выполняется так, что каждая секция присоединяется к одной ветви обмотки трансформатора 6-10 кВ. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напря­жения питания нагрузок другой ветви при резкопеременных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции, или при вентильной нагрузке, искажающей форму кривой напряжения.

а)	б)

 

Рис. 4.2. Схемы подключения распределительных устройств низкого напряжения к трансформаторам.

Для двухобмоточных трансформаторов применяется схема а) мощностью до 25 МВ × А (рис. 4.2). Схема б), одна из наиболее распростра­ненных, применяется для трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой мощностьюМВ × А с вторичным напряжением 6 -10 кВ. Для трансформаторов мощностьюМВ × А напряжением 6 кВ может появиться необходимость в использовании схемы с реактированием вводов 6 кВ трансформаторов, если мощность КЗ на стороне б кВ близка к разрывной мощности выключателей или превосходит ее. Для трансформаторов мощностью 63 МВ × А такая необходимости может появиться при напряжении 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ).

При наличии на подстанции напряжений как 10 кВ, так и 6 кВ может применяться схема б), при этом одна из систем шин НН запитывается на 6 кВ, а другая - на 10 кВ.

5. СИСТЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

5.1. Выбор напряжения распределения

Рациональное напряжение Uрац распределения электроэнергии выше 1000В на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от нали­чия и значения мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, 10 кВ, начиная с собственной ТЭЦ и величины ее генераторного напряже­ния, а также напряжения системы питания. Для учебного проектирования ТЭР не проводим. Поэтому при выборе напряжения распределения пользу­емся следующими условиями.

Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15%, то U ^распределения принимается равным 10 кВ, а электро­приемники на напряжение б кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощ­ности предприятия более 40%, то Uрац распределения принимается равным 6 кВ.

При других процентных соотношениях нагрузок выбор рационального напряжения следует осуществлять на основе экономического сравнения вариантов.

Доля нагрузки 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения

100%.

.

Кроме того, при выборе Uрац распределения электроэнергии на напряже­нии выше 1000В следует учитывать напряжение распределительной энергии в электрических сетях до 1000В. В случае применения в последних напряжения 660В предпочтение чаще всего отдается напряжению 10 кВ.

5.2. Выбор схемы распределения и способа канализации электрической энергии

Схемы внутреннего электроснабжения промышленных предприятий определяются конкретными условиями, как-то: требуемой надежностью питания предприятия или отдельных его цехов, графиком работы производства, перспективой дальнейшего развития и расширения производства, сезонностью работы и т. д.

Это положение обеспечивается тем, что в зависимости от конкретных требований обеспечения питания приемников и потребителей применяют различные схемы питания.

Схемы внутреннего электроснабжения делятся на радиальные (рис. 5.1) и магистральные (рис. 5.2).

Радиальными называются схемы, в которых электроэнергию от центра питания (электростанции предприятия, подстанции или распределительного пункта) передают прямо к цеховой подстанции без ответвлений на пути для питания других потребителей. Такие схемы имеют значительное количество отключающей аппаратуры и число питающих линий. Исходя из этого, можно сделать вывод, что применять радиальные схемы следует только для питания достаточно мощных потребителей.

в)

б)

а)

Рис.5.1. Радиальные схемы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия

Схема (рис. 5.1 а) предназначена для питания потребителей 3-й категории, схема (рис. 5.16)- для питания потребителей 2-й категории, перерыв питания у которых может быть допущен на время ручного ввода резерва. Для электро­снабжения потребителей 1-й категории применяют схему (рис. 5.1 в), но ее используют и для питания потребителей 2-й категории, перерыв в пита­нии которых влечет за собой нарушение технологического процесса и останов­ку производства.

Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабже­ния предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и ради­альные схемы питания явно нецелесообразны. Обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести подстанций с общей мощностью потребителей не более 5кВ-А. Эти схемы характеризуются понижен­ной надежностью питания, но дают возможность уменьшить число отключаю­щих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.

Когда необходимо сохранить преимущества магистральных схем и обеспе­чить высокую надежность питания, применяют систему транзитных (сквозных) двойных магистралей (рис. 5.2 б). В этой схеме при повреждении любой из питающих магистралей высшего напряжения питание надежно обеспечивают по второй магистрали путем автоматического переключения потребителей на секцию шин низшего напряжения трансформатора, оставшегося в работе.

Рис. 5.2. Магистральные схемы питания промышленного предприятия в системе внутреннего электроснабжения: а) с односторонним (двусторонним) питанием; б) со сквозными двойными магистралями

В практике проектирования и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципам. Обычно крупные и ответственные потребители или приемники питаются по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируются, и питание их осуществляется по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями (схемы смешанного питания).

5.3. Выбор распределительных пунктов 6-10 кВ

Распределительные пункты служат для приема электроэнергии из энерго­системы (если нет ГПП), или от ГПП, или заводской станции и распределения ее по территории промышленного предприятия на том же напряжении без трансформации. На больших предприятиях может быть несколько РП.

Распределительные пункты и подстанции с электроприемниками 1-й и 2-й категорий питаются по двум и более радиальным линиям, которые обычно работают раздельно каждая на свою секцию; при отключении одной из них нагрузка автоматически переключается на другую секцию. Если каждая питающая линия не рассчитана на полную мощность РП или подстанции, то применяются меры по их частичной разгрузке на время послеаварийного режима. Если питание РП осуществляется от двух разных источников, то распределение нагрузок между последними производится в зависимости от их мощности, удаленности, экономичности и других условий. При двухтрансформаторных цеховых подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия - трансформатор. Пропускная способность блока при послеаварийном режиме рассчитывается, исходя из категорийности и ответственности питаемых электроприемников.

Для рационального использования РУ мощность РП должна выбираться таким образом, чтобы питающие его линии, выбранные по допустимому току и проверенные по току короткого замыкания, были полностью загружены (с учетом послеаварийного режима), а число отходящих линий от РП, как правило, должно быть не менее 8-10. Маломощные линии должны укрупняться, а если по условиям размещения нагрузок это не возможно, то следует применять магистральные схемы.

Если нагрузка цеха Sмi на напряжение до 1000 В не превышает кВ-А, то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электро­приемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными ЛЭП 0,4-0,66 кВ.

В данном разделе проекта необходимо определить количество и место­расположение распределительных пунктов на территории предприятия. Аппараты для данных РП будут выбираться далее после нахождения (расчета) токов короткого замыкания. Место расположения распределительных пунк­тов и линии электропередачи, подводимые к ним и от них к цеховым трансформаторным подстанциям, необходимо нанести на генеральный план проектируемого предприятия. Распределительный пункт и ТП располагают по возможности в ЦЭН цеха или группы цехов, которые от них запитаны, используя ранее построенную картограмму электрических нагрузок. Если по условиям пожаро-взрывобезопасности РП или ТП нельзя расположить в центре электрических нагрузок, то место расположения смещается в сторону источника питания.

5.4. Выбор цеховых КТП

При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте распо­ложения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения:

а) стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций и желательно встроенных в цех, ибо при этом уменьшаются затраты на строительные работы, и архитектурное выполнение здания получается наиболее удачным. При невозможности обеспечить применение встроенной подстанции, желательно (как следующий вариант) рассматривать пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции;

б) стоящие отдельно подстанции применять только в тех случаях, когда:

- от данной подстанции питается несколько цехов и ни один из них не может служить местом целесообразного размещения в нем этой подстанции;

- размещение подстанции внутри или около цеха недопустимо по сообра­жениям пожаро - и взрывобезопасности;

- размещение подстанции внутри или около цеха нецелесообразно или недопустимо из-за воздействия на её оборудование химических веществ.

При проектировании рекомендуется применять комплектные трансфор­маторные подстанции (КТП), изготовляемые на заводах и транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстан­ций имеет важное значение для построения рациональной схемы электро­снабжения предприятия. При этом основными показателями являются капи­таловложения; эксплуатационные расходы, обеспечивающие срок окупа­емости не более 8-10 лет; расход цветных металлов и надежность питания.

При выборе мощности трансформаторов следует стремиться к установке трансформаторов не более двух-трех мощностей. Это облегчает замену пов­режденных трансформаторов и ведет к сокращению складского резерва их.

Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы потребителей. График нагрузки цеха может быть таким, при котором по экономическим соображениям необходимо установить не один, а два трансформатора. Такие случаи, как правило, имеют место при низком коэффициенте заполнения графика нагрузки (0,5 и ниже). В этом случае установка отключающих аппа­ратов необходима для оперативных действий дежурного персонала (включе­ние и отключение) с силовыми трансформаторами при соблюдении экономи­чески целесообразного режима работы.

Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более одного трансформатора, то нужно стремиться к тому, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух.

Потребии категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом должно быть обеспечено резерви­рование всех потребителей. При осуществлении бесперебойного питания от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору.

При питании потребителей 1 - и категории от одной подстанции для обеспе­чения резерва необходимо иметь по одному трансформатору на каждой сек­ции шин, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана таким образом, чтобы при выходе из строя одного из них было обеспечено питание потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе тран­сформатора. Ввод резервного питания должен осуществляться автоматически.

Потребители 2-й категории должны быть обеспечены резервом, вводимым действиями дежурного персонала. При питании от одной подстанции следует иметь два трансформатора и складской трансформаторный резерв для нескольких подстанций, питающих потребителей 2-й категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение 10-12 ч. На время замены трансформатора может вводиться ограничение потребителей с учетом перегрузки оставшегося в работе трансформатора.