Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Дисциплина «Электроснабжение промышленных предприятий»
Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией.
Система электроснабжения (СЭС) – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией [1].
Границы СЭС определены вниз от границы раздела потребитель – энергоснабжающая организация (граница балансовой принадлежности) до индивидуального электроприемника.
Упрощенная схема электроснабжения объекта включает:
- источник питания (ИП);
- линии электропередачи (ЛЭП), осуществляющие транспорт электрической энергии от ИП к предприятию;
- пункт приема электрической энергии (ППЭ);
- распределительные сети;
- приемники электрической энергии (ЭП).
На рисунке представлена упрощенная структура электроснабжения объекта.
Структура электроснабжения объекта
Систему электроснабжения предприятия можно условно разбить на три части: систему питания, систему распределения и систему потребления.
В качестве ИП могут быть:
- электрическая станция или подстанция энергосистемы;
- электрическая станция предприятия.
Собственная электростанция на предприятии строится в следующих случаях:
- при большом потреблении тепла;
- при размещении предприятия в районах, имеющих слабые электрические связи с энергосистемой;
- при наличии специальных требований к надежности электроснабжения.
При выборе ИП необходимо учитывать следующие факторы:
- признаки качества электроснабжения (надежность, напряжение, частота и допустимые пределы их отклонения);
- величину мощности и напряжения питания потребителей.
В качестве ППЭ может быть:
- подстанция глубокого ввода (ПГВ) – служит, как правило, для питания локального объекта или мощного обособленного производства предприятия и находится в центре электрических нагрузок объекта (производства);
- главная понизительная подстанция (ГПП) – служит для питания нескольких потребителей (объектов).
Схемы с одним ППЭ следует применять при отсутствии специальных требований к надежности питания ЭП и компактном их расположении на территории предприятия.
Схемы с двумя и более ППЭ следует применять:
- при наличии специальных требований к надежности электроснабжения;
- при наличии на предприятиях двух и более относительно мощных обособленных групп потребителей;
- во всех случаях, когда применение нескольких ППЭ целесообразно по экономическим соображениям;
- при поэтапном развитии предприятия, когда для питания вновь вводимых мощных узлов нагрузок в будущем целесообразно сооружение отдельного ППЭ.
Питание ППЭ при наличии ЭП первой категории осуществляется от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом питание ППЭ осуществляется по двум одноцепным воздушным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [2].
При выходе из строя одной линии оставшаяся в работе должна обеспечить питание всех ЭП первой категории, а также ЭП второй и третьей категорий, работа которых необходима для безаварийного функционирования основных производств технологического процесса предприятия.
Предприятие является потребителем электроэнергии (абонентом), а система электроснабжения – это совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения его электрической энергией.
Основными характеристиками СЭС являются:
- качественные характеристики;
- количественные характеристики;
- условия функционирования.
При проектировании на основании исходных данных – количественных характеристик и условий эксплуатации – необходимо обеспечить качественные характеристики СЭС.
Качественные характеристики СЭС определяют работоспособность системы и характеризуются структурой и свойствами СЭС, а также условиями ее эксплуатации. Качественные характеристики в основном определяются требованиями к СЭС.
Количественные характеристики СЭС определяются количественными характеристиками ЭП их территориальным размещением и, как следствие, структурой СЭС.
Условия функционирования СЭС определяются влиянием условий окружающей природной среды, технико-технологическими и организационно-экономическими условиями.
В процессе эксплуатации СЭС характеризуется возможными режимами ее работы:
Нормальный режим СЭС – установившийся режим работы системы, при котором обеспечивается бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве, установленного качества и который продолжается как угодно долго.
Аварийный режим СЭС – кратковременный переходный режим, связанный с нарушением нормального режима и продолжающийся до отключения поврежденного элемента системы.
Послеаварийный режим СЭС – режим, в котором находится система в результате нарушения, длящийся до восстановления нормального режима после локализации отказа.
Требования, предъявляемые к системе электроснабжения предприятий, в основном зависят от характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.
Экономичность систем электроснабжения
Система электроснабжения удовлетворяет требованиям экономичности, если затраты на ее создание, эксплуатацию и развитие должны быть минимальны или должен быть минимальный срок окупаемости.
При выполнении учебных проектов экономические расчеты при проектировании СЭС предприятия ограничиваются сравнением технических решений. При сравнении вариантов необходимо, чтобы они были технически равноценны и экономически сопоставимы.
При равенстве показателей вариантов или незначительной разнице (5– 10 %) следует отдавать предпочтение тому варианту, у которого лучше качественные показатели, который более перспективен с точки зрения развития предприятия (например, с более гибкой и удобной в эксплуатации схемой, новейшим оборудованием и т.п.).
Надежность электроснабжения потребителей
Надежность любой системы – это ее свойство выполнять заданные функции в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования. Применительно к СЭС одной из основных функций является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества. Для характеристики надежности объектов энергетики определяются основные показатели надежности: параметр потока отказов, время восстановления и вспомогательные – частота ремонтов и их продолжительность. Показатели надежности определяются для узла нагрузки главной схемы СЭС с учетом режима работы СЭС (нормальный, аварийный, послеаварийный).
Основные способы повышения надежности СЭС:
- повышение надежности источников питания;
- повышение надежности отдельных элементов СЭС;
- уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС;
- усовершенствование релейной защиты и автоматики СЭС;
- совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электроустановок;
- повышение квалификации обслуживающего персонала.
Таким образом, повышение надежности СЭС является комплексной задачей, которая может быть решена на основе технологического и экономического анализа режимов СЭС, условий ее функционирования.
Выполнение своих функций при определенных условиях
Одним из основных условий функционирования электроустановок и СЭС в целом является надежная работа при воздействии условий окружающей природной среды (погодно-климатические условия) и технико-технологических условий.
Поэтому при выборе элементов СЭС необходимо учитывать как климатические условия эксплуатации (макроклимат, включая загрязнение окружающей среды), так и технико-технологические условия эксплуатации (микроклимат: температуру, влажность, запыленность, агрессивная среда и пожаро- и взрывоопасные зоны).
Безопасность и удобство эксплуатации
Безопасность СЭС – это свойство СЭС сохранять с некоторой вероятностью безопасное состояние при выполнении заданных функций в условиях, установленных нормативно-технической документацией (монтаж, эксплуатация и проведение ремонтных работ).
Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от воздействия электрического тока, электромагнитного поля и статического электричества.
Возможность дальнейшего развития
На этапе проектирования СЭС предусматривается возможность ее реконструкции при развитии производства предприятия, без значительных капитальных затратах.
Под рациональным напряжением () понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат (З), которые складываются из капитальных затрат (К) и эксплутационных издержек (И).
Величина капитальных затрат в основном складываются из капитальных затрат на сооружение ЛЭП (КЛЭП или ВЛЭП) и капитальных затрат на установку основного и вспомогательного электрооборудования (стоимость и монтаж). Величина эксплуатационных расходов складывается из стоимости потерь электрической энергии, стоимости амортизационных отчислений (включая ремонт оборудования) и оплаты труда ремонтного и эксплутационного персонала.
Капитальные затраты и эксплутационные издержки на систему питания в основном определяются величиной нагрузки, расстоянием потребителя от ИП и напряжением сети. Если для сравнения вариантов СЭС принять величину нагрузки и расстояние неизменными, то капитальные затраты и эксплутационные издержки в основном будут определяться величиной напряжения, то есть можно принять К=f(U) и И=f(U).
Зависимость приведенных затрат (З), капитальных вложений (К) и эксплутационных издержек (И) от величины напряжения (U)
Функция приведенных затрат есть З=К+И. На рисунке 1.1 в точке «В» при минимуме приведенных затрат и есть.
Величину приближенного рационального напряжения можно определить и аналитическим путем. В проектной практике для определения величины рационального напряжения был предложен ряд эмпирических формул.
Для шкалы напряжений, применяемых в России С.Н.Никогосовым, была предложена эмпирическая формула
.
Г.А.Илларионовым для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ предложена эмпирическая формула
,
где – величина рационального напряжения, кВ; – мощность, передаваемая по линии электропередачи, МВт; – длина линии, км.
Определение класса напряжения системы питания производится на основании технико-экономического расчета (ТЭР) в следующих случаях:
- имеется возможность получения электроэнергии от ИП при двух и более значениях напряжения;
- при необходимости строительства новых или реконструкции действующих электростанций или подстанций энергосистемы;
- при перспективном расширении предприятия.
При выборе схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения ППЭ необходимо учитывать: класс напряжения системы питания; условия подключения подстанции к энергоснабжающей организации и расстояния от источника питания до потребителя; мощность и тип подстанции. При разработке схемы подключения главной подстанции проектируемого объекта следует принимать упрощенные схемы (без сборных шин) с минимальным числом коммутационной аппаратуры. Применение отделителей, короткозамыкателей и предохранителей на стороне ВН подстанций 35 ,110 кВ не рекомендуется [4].
Схемы «блок линия – трансформатор» рекомендуются для тупиковых подстанций до 220 кВ включительно, питаемых по радиальным линиям [5].
Схемы «блок линия – трансформатор» выполняются: без коммутационных аппаратов или только с разъединителем (глухое присоединение); с высоковольтным выключателем. При питании по кабельным линиям электропередачи (рис. 1.2 (а)), при питании по воздушным линиям электропередачи (рис. 1.2 (б)).
С целью упрощения на рисунке 1.2 (а), (б) показаны по одному блоку.
Схему «блок линия – трансформатор» с выключателями на стороне питающей линии рекомендуется применять для подстанций напряжением 35 – 220 кВ, питающих потребители 1-й и 2-й категорий. При данной схеме предусматривается ремонтная перемычка со стороны питающих линий (рис 1.2 (в)).
Возможно, что установка выключателей на стороне высшего напряжения будет казаться экономически необоснованной, но, как показала практика, применение схемы с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, поэтому происходят меньшие нарушения технологического процесса, а также предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности.
Рис. 1.2. Однолинейные схемы «блок линия-трансформатор»
а) – схема глухого присоединения с кабельным вводом; б) – схема с разъединителем (как правило для ВЛЭП); в) – схема «блок линия-трансформатор с выключателем» и ремонтной перемычкой со стороны линий
Схема «мостик» применяется на стороне ВН подстанций 35 – 220 кВ при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов. Схема применяется с трансформаторами мощностью до 63 МВ·А включительно. На напряжениях 110 и 220 кВ со стороны питающих линий, как правило, предусматривается ремонтная перемычка (рис.1.3 (в)).
Схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны питающих линий» применяется на тупиковых, ответвительных и проходных подстанциях. На тупиковых и ответвительных подстанциях в нормальном режиме работы схемы выключатель в перемычке отключен. На проходных подстанциях (кольцевые схемы) в нормальном режиме работы схемы выключатель в перемычке включен, так как через перемычку осуществляется транзит мощности. Рекомендуется для подстанций с неравномерным графиком нагрузок, где для уменьшения потерь в трансформаторах целесообразно временное отключение одного из них. При отключении трансформатора обе питающие линии остаются в работе, что повышает надежность электроснабжения (два источника питания) и снижаются потери в линиях. Недостаток данной схемы состоит в том, что при повреждении питающей линии отключаются линия и трансформатор.
Схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны трансформаторов» применяется на тупиковых и ответвительных подстанциях. Достоинства схемы состоит в том, что при повреждении питающей линии отключаются только линия, а оба трансформатора (при наличии автоматики) остаются в работе. Схема применяется при длинных линиях и редком отключении трансформаторов.
Однолинейные схемы «Мостик» приведены на рисунке 1.3.
Рис. 1.3. Однолинейные схемы «Мостик»
а) схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны питающих линии»; б) схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны трансформаторов»
ГОСТ 14209-97 [3] дает рекомендации по допустимым режимам нагрузок силовых трехфазных масляных трансформаторов. В настоящем стандарте для трансформаторов главных понизительных подстанций предприятия принято следующие определение.
Трансформатор средней мощности – трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВА, с высшим классом напряжения 110 кВ и выше с системами охлаждения ONAF (Д) и с переключением ответвлении обмоток под нагрузкой (с РПН).
Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания электрических нагрузок производят на основании расчетов и обоснований по изложенной ниже общей схеме.
Число трансформаторов на подстанции определяется, исходя из обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Как правило, в технологической схеме предприятия присутствуют ЭП 1-й и 2-й категории, поэтому на главной понизительной подстанции устанавливаются два трансформатора. Установка более двух трансформаторов требует обоснования.
Выбор мощности трансформатора производится по графику перетока мощности нагрузки через трансформатор за максимально загруженную смену.
При проектировании, как правило, задан график нагрузки по проектируемому объекту в целом. Тогда по этому графику нагрузки определяется полная среднеквадратичная мощность (Sср.кв.) а мощность одного трансформатора для N - трансформаторной подстанции определяется по формуле
.
Номинальная мощность трансформатора принимается по шкале стандартных мощностей силовых трансформаторов.
Окончательно мощность трансформаторов определяется с учетом его допустимой нагрузки в нормальном режиме (режим систематических нагрузок) и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.
Для определения допустимой перегрузки в режиме систематических нагрузок выбранного трансформатора определяется коэффициент его загрузки в нормальном режиме (К1).
Коэффициент загрузки в нормальном режиме
,
где – мощность трансформатора, кВ·А; – мощность нагрузки за интервал времени ti, кВ·А; ti. – интервал времени данной нагрузки, ч.
Коэффициент перегрузки в режиме систематических нагрузок () определяется по полной среднеквадратичной мощности графика нагрузки трансформатора, которая больше полной мощности выбранного трансформатора за период времени перегрузки ()
, (1.6)
где – мощность перегрузки за интервал времени , кВ·А; – интервал времени перегрузки, ч.
По кривым или по таблицам [3], зависимости коэффициента К2 доп от значений К1 с учетом: продолжительности перегрузки; системы охлаждения трансформатора и температуры окружающей среды, определяется значение коэффициента допустимой перегрузки (К2 доп).
Если выполняется неравенство, то трансформаторы выбраны правильно.
При проверке трансформатора по допустимой перегрузке в послеаварийном режиме следует различать режим кратковременных и режим продолжительных перегрузок.
При нагрузках, превышающих номинальную, рекомендуется не превышать предельные значения тока и температуры, приведенные в таблице.
Предельные значения токов и температур для режимов нагрузки,
превышающих номинальные значения
|
Типы нагрузки |
Предельные значения параметра |
|
Режим систематических нагрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС |
1,5 105 |
|
Режим продолжительных послеаварийных перегрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС |
1,5 115 |
На подстанциях устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы. Дополнительно тип трансформатора выбирается исходя из конструктивного исполнения (климатическое исполнение, категория размещения и др.).
Так как графики нагрузки предприятия практически всегда неравномерны то при проектировании СЭС предприятия на ГПП или ПГВ следует применять трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).
Также необходимо учитывать специальные ограничения [3]:
- по термической стойкости при коротком замыкании во время перегрузки трансформатора длительность токов короткого замыкания не должна превышать 2 с.;
- напряжение на выводах не должно превышать 1,05 номинального напряжения ответвления обмотки.
При выборе питающих линий электропередачи нужно уделить внимание их конструктивному исполнению с учетом надежности электроснабжения и условий окружающей среды.
Сечения проводов воздушных линий и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов [2].
Факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:
- нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;
- нагрев током К.З.;
- падение напряжения в проводах и жилах кабелей от проходящего по ним тока в нормальном и послеаварийном режимах;
- механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);
- коронирование – фактор, зависящий от класса напряжения, сечения провода и условий окружающей среды;
- экономический фактор.
Влияние перечисленных факторов при выборе воздушных и кабельных линиях неодинаково.
Выбор экономически целесообразного сечения ВЛЭП () производится по экономической плотности тока ().
,
где – расчетный ток линии в нормальном режиме, А; – экономическая плотность тока, А/мм2.
Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимальных нагрузок в течение года (Ти).
Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения.
Выбранное сечение провода проверяется: по нагреву допустимым током в нормальном и послеаварийном режимах работы; по потерям напряжения в линии; по потерям на «корону». Для механической прочности воздушной линии ЛЭП следует брать провод со стальным сердечником.
Питающие кабельные линии применяются при хим. агрессивной окружающей среде.
При выборе конструктивного исполнения питающих линий необходимо помнить, что двумя независимыми источниками питания считаются, если объект питается по двум одноцепным ВЛЭП или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [1].
Рациональное напряжение распределения электроэнергии напряжением выше 1 кВ на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и назначения приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, и 10 кВ, их мощности.
При учебном проектировании СЭС (без технико-экономического расчета) выбор рационального напряжения системы распределения производим по следующим условиям:
Если суммарная мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10 – 15 %, от суммарной мощности предприятия, то напряжение системы распределения принимается равным 10 кВ, а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы по блочной схеме.
Если суммарная мощность электроприемников 6 кВ составляет более 40 % от суммарной мощности предприятия, то напряжение системы распределения принимается равным 6 кВ.
В остальных случаях вопрос выбора рационального напряжения следует решать на основании технико-экономического сравнения вариантов.
Доля нагрузки напряжением 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения
. (2.1)
При выборе класса напряжения распределительных сетей выше 1 кВ следует учитывать класс напряжения распределительных сетей до 1 кВ. В случае применения в низковольтных распределительных сетях напряжения 660 В, в высоковольтных распределительных сетях предпочтение отдается классу напряжения 10 кВ.
Распределение электрической энергии по подразделениям предприятия, как правило, осуществляется на классах напряжения 6-10 кВ (редко 35 кВ).
При выборе схемы РУ низшего напряжения ППЭ решающими факторами являются:
- мощность подстанции, определяющая число секций шин 6-10 кВ;
- наличие единичной мощности и напряжения крупных потребителей (электропечей, воздуходувок, насосных, компрессорных и др.);
- значение тока короткого замыкания на стороне 6-10 кВ;
- характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ.
РУ низшего напряжения ППЭ выполняется по упрощенным схемам. Как правило, применяется одна система сборных шин. По требованию надежности электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция) система сборных шин секционируется. В нормальном режиме работы СЭС предусматривается раздельная работа секций шин (трансформаторов).
При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6-10 кВ могут предусматриваться следующие мероприятия:
- применение трансформаторов с расщепленными обмотками;
- применение реакторов в цепях вводов от трансформаторов.
Выбор варианта ограничения токов КЗ требует обоснования с учетом обеспечения качества электроэнергии.
Степень ограничения токов КЗ определяется с учетом применения наиболее легкого оборудования, проводников, допустимых колебаний напряжения при резкопеременных нагрузках.
При установке трансформаторов (мощностью 25 – 63 МВ∙А) с расщепленной обмоткой 6-10 кВ к каждой ветви обмотки трансформатора 6-10 кВ подключается своя секция сборных шин.
Преимущество таких схем:
- ограничение токов короткого замыкания;
- уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной секции на качество электроэнергии другой секции.
При необходимости применения в системе распределения двух классов напряжения и 6 кВ и 10 кВ на ППЭ устанавливаются трансформаторы с расщепленной обмоткой с классами напряжения одна обмотка низшего напряжения 6 кВ, другая 10 кВ, работающие каждая на свою секцию шин.
Наиболее распространённые схемы РУ НН ППЭ приведены на рисунке.
Схемы РУ низшего напряжения ППЭ
Схема ( а ) применяется для двухобмоточных трансформаторов мощностью до25 МВ∙А. Схема ( б ) одна из наиболее распространенных, применяется для трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 25, 63 МВ∙А с вторичным напряжением 6, 10 кВ. Для трансформаторов мощностью 63 МВ∙А напряжением 6 кВ может появиться необходимость в использовании схемы с реактированием вводов 6 кВ трансформаторов, если мощность КЗ на стороне 6 кВ близка к разрывной мощности выключателей или превосходит её. Для трансформаторов мощностью 63 МВ∙А такая необходимость может появиться при напряжении 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ).
Распределение электроэнергии по подразделениям предприятия выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схемам.
Выбор схемы зависит от: территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей технологического процесса производства проектируемого объекта.
Основные принципы построения схем электроснабжения на всех её уровнях:
– максимальное приближение источников высокого напряжения к ЭП;
– резервирование питания закладывается в самой схеме электроснабжения, с учётом допустимой нагрузочной способности элементов СЭС;
– секционирование всех звеньев СЭС от источника питания до сборных шин, питающих электроприёмники;
– выбор режима работы элементов СЭС;
– обеспечение функционирования основных производств предприятия в послеаварийном режиме.
При построении общей схемы распределения электроэнергии следует стремиться к рациональному использованию РУ, сокращению количества электрических аппаратов и длин, питающих ЛЭП, и тем самым к снижению приведённых затрат. Схема распределения электрической энергии по подразделениям предприятия приведена на рисунке 2.1.
Рис. 2.1. Схема распределения электрической энергии по подразделениям предприятия: ТП-1 радиальная схема; ТП-2 и ТП-3 двойная магистральная схема; ТП-4 одиночная магистральная схема.
Радиальные схемы электроснабжения применяются для питания ЭП первой категории и ЭП особой группы, а также удалённых от ППЭ мощных сосредоточенных потребителей с единичной мощностью трансформаторов 2500 кВ∙А.
Данную схему применяют и для питания ЭП второй категории, перерыв электроснабжения которых влечет за собой нарушение технологического процесса или остановку производства.
Магистральные схемы электроснабжения целесообразно применять при питании распределённых нагрузок и при упорядоченном расположении цеховых подстанций на территории проектируемого объекта. Магистральные схемы выполняются как одиночные, так и двойные, а с точки зрения питания с односторонним и двусторонним питанием.
Двойные магистральные линии применяются для питания ЭП второй категории, а двойные магистрали с двусторонним питанием и для питания ЭП первой категории. Одиночные магистральные линии рекомендуется применять для питания неответственных потребителей (ЭП третьей категории) [2].
Число цеховых трансформаторов, подключённых к одной магистральной линии, зависит от их номинальной мощности. Рекомендуется подключать к одной магистральной линии не более пяти трансформаторов мощностью 250-630 кВ·А, не более трёх трансформаторов мощностью 1000 кВ·А, не более двух трансформаторов мощностью 1600 кВ·А.
Подключение трансформаторов к магистральной линии осуществляется через коммутационно-защитную аппаратуру.
В практике проектирования и эксплуатации СЭС, как правило, применяются и радиальные и магистральные схемы питания (так называемые смешанные схемы). Такое решение позволяет создать схему внутризаводского электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.
PAGE 12