2. Нахождение центра электрических нагрузок

Определение центра электрических нагрузок (ЦЕН) производится для выбора места расположения ГПП (РП, ТП). На основании построенных картограмм находят координаты условного центра электрических нагрузок предприятия, где и находится место расположения источника питания (ГПП, РП или ТП). Если по каким – либо причинам (технологическим, архитектурным) нельзя расположить в этом центре источник питания, то его смещают в сторону, где есть реальная возможность его расположения.

Наиболее удачным местом расположением ГПП (РП, ТП) является центр электрических нагрузок, так как уменьшается длина кабельных и воздушных линий до наиболее мощных потребителей. В некоторых случаях установить ГПП (РП, ТП) в центре электрических нагрузок невозможно из – за недостатка места . В этом случае ГПП (РП, ТП) переносят на свободное место по направлению к источнику питания. Расположение ГПП (РП, ТП) на территории предприятия отображают на генплане рисунок 1.

Рисунок 1 – Расположение цехов и установка КТП.

3. Потери электрической энергии

квар

кВт

кВА

кВт

квар

кВт

кВт

м²

кВт

кВт

кВт

кВА

квар

квар

квар

квар

4. Выбор гпп и мощности трансформаторов.

Проектирование подстанций с высшим напряжением 35 – 750 кВ (главные понизительные подстанции, подстанции глубокого ввода, опорные и другие подстанции), осуществляется на основе технических условий, определяемых схемами развития энергосистемы (возможностями источников питания) и электрических сетей района, схемами внешнего электроснабжения предприятия, присоединением к подстанции энергосистемы или к ВЛ, схемами организации электроремонта, проектами системной автоматики и релейной защиты.

Основные критерии выбора: район размещения подстанции и загрязненность атмосферы; значение и рост нагрузки по годам с указанием их распределения по напряжениям; значение питающего напряжения; уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции, необходимость дополнительных регулирующих устройств; режимы заземления нейтралей трансформатора; значение емкостных токов в сетях 10(6) кВ; расчетные значения токов короткого замыкания; надежность и технологические особенности потребителей и отдельных электроприемников.

Проект подстанции, если особые условия не оговариваются инвестором, выполняется на расчетные период 5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию с учетом возможности ее развития на последующие 5 лет.

На подстанциях принимают, как правило, установку не более двух трансформаторов, большее количество допускается на основе технико – экономических расчетов и в тех случаях, когда требуются два средних напряжения. [1]

Подстанции глубоких вводов 35 - 220 кВ, которые питаются от узловой подстанции и размещаются непосредственно возле обслуживаемых ими производственных объектов или районов предприятия, нужно выполнять по самой простой схеме и питать их радиальными воздушными, а еще лучше кабельными линиями. Выводы вторичного напряжения 6 - 10 кв выполняются шинами в закрытых коробах или кабелями. [2]

Мощность трансформаторов ГПП определяется активной нагрузкой и реактивной мощностью, передаваемой от энергосистемы. Мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них, второй принял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории.[3]

Мощность трансформаторов ГПП определяется по формуле:

кВА (5.1)

где - полная расчетная мощность предприятия, кВА;

- коэффициент загрузки трансформаторов ГПП ;

2 - число трансформаторов на ГПП.

Таблица 3 – параметры трансформатора.

Тип	SН, кВА	ВН	НН
ТД 6300/35 – У1	6300	35	10,5

кВА

Проверка обеспечения требуемой мощности предприятия с учетом возможной допустимой перегрузки трансформатора:

(5.2)