Схема выдачи мощности электростанций зависит от конфигурации и схемы электрической сети энергосистемы, в которой сооружается электростанция, и, в свою очередь, существенно влияет на дальнейшее развитие этой сети.

Схемы выдачи мощности крупных электростанций к узловым ПС основной сети в нормальных режимах работы энергосистемы и в нормальной схеме сети должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь).

Схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) в любой период суток или года как при полной схеме сети, так и при отключении любой линии или трансформатора связи шин без воздействия автоматики на разгрузку АЭС.

В схемах присоединения к сети крупных ГЭС и КЭС на органическом топливе на всех этапах ввода мощности рекомендуется обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности станции (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) в любой период суток или года как при работе всех отходящих линий, так и отключении одной из линий.

В качестве расчетного года, как правило, принимается год ввода последнего энергоблока. При этом следует учитывать, что по мере развития энергосистемы и появления новых электростанций район потребления электроэнергии рассматриваемой электростанции сужается; это может привести к изменению потоков мощности по отходящим ВЛ. В связи с этим схема выдачи мощности должна быть проверена на перспективу не менее 5 лет после ввода последнего энергоблока.

Основными принципиальными вопросами являются выбор напряжения, на котором выдается мощность, оптимальное распределение генераторов между РУ разных напряжений, количество отходящих ВЛ на каждом из напряжений, характер и объем потоков обменной мощности.

Требования к главным схемам электрических соединений электростанций регламентированы нормами технологического проектирования АЭС, КЭС и ГЭС.

При напряжениях 330–750 кВ в качестве главных схем электрических соединений электростанций получили широкое использование:

две системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 3/2);

две системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схема 4 / 3);

блочные схемы генератор — трансформатор — линия (ГТЛ) — РУ понижающей ПС соответствующего напряжения.

Некоторое применение получили и другие главные схемы электрических соединений электростанций:

блочные схемы ГТЛ с уравнительно-обходным многоугольником;

схемы многоугольников с числом присоединений, как правило, до четырех, иногда до шести;

схемы связанных многоугольников с двумя связывающими перемычками с выключателями в них.

Современные крупные электростанции сооружаются без РУ генераторного напряжения. На электростанциях рекомендуется применять не более двух РУ повышенных напряжений (220–500 кВ, 330–750 кВ, 500–1150 кВ). Оптимальное распределение генераторов между РУ разных напряжений зависит от их единичной мощности и схемы сети района размещения станции. Современные АЭС и КЭС сооружаются с генераторами мощностью 500–1000 МВт, а ГЭС — до 640 МВт. Сооружение третьих РУ (как правило, 110 кВ) встречается крайне редко — на действующих электростанциях при нагрузке местного района, соизмеримой с мощностью генераторов. В остальных случаях при необходимости устанавливаются АТ 220 (330) / 110 кВ.

Анализ схем выдачи мощности построенных в последние годы или строящихся электростанций показывает, что примерно одинаковое количество электростанций сооружается с одним или двумя РУ.

При двух РУ одно из них имеет, как правило, напряжение 220 или 330 кВ. Такая схема целесообразна при расположении электростанций в районах с высокой плотностью нагрузок (100–150 кВт/км² и более) и при размещении опорных ПС сети 220–330 кВ на расстоянии 50—100 км от электростанций. К этому РУ присоединяются один-два энергоблока мощностью 300—1000 МВт.

На 3, 4.4 и 4.5 приведены примеры схем выдачи мощности АЭС, КЭС на органическом топливе и ГЭС. Большинство АЭС сооружено в западных районах страны, где принята система напряжений 330–750 кВ, и выдают мощность на этих напряжениях (3, а, в); только на одной АЭС выдача мощности осуществляется на напряжениях 220 и 500 кВ (3, б). КЭС на органическом топливе, построенная на востоке страны, выдает мощность на напряжениях 220–500 кВ при двух РУ (4, а, б), 500 и 1150 кВ — при одном РУ (4, в). Большая часть ГЭС сооружается с системой напряжений 220–500 кВ (5, а, б, в).

При выборе схем присоединения к сети ГАЭС определяющим в большинстве случаев является насосный режим, так как мощность, получаемая в этом режиме от тепловых электростанций системы, как правило, превышает мощность, выдаваемую в сеть в часы максимума нагрузки. Кроме того, продолжительность насосного режима превышает продолжительность режима выдачи мощности. Эти обстоятельства должны учитываться при определении необходимой пропускной способности сетей и расчета потерь электроэнергии на ее транспорт.

Рост значений токов КЗ в энергосистемах привел к применению схем без установки АТ связи между двумя РУ ВН (4, б) или с двумя РУ одного напряжения с их параллельной работой через сети энергосистемы (4, в). Применение таких схем возможно в редких случаях при соответствии мощности, присоединяемой к шинам каждого РУ, и пропускной способности присоединенной к нему сети в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах.

При размещении электростанций в непосредственной близости от узловых ПС сети ВН применяется присоединение блоков электростанции непосредственно к РУ ПС (4, г).

Количество отходящих ВЛ на каждом напряжении определяется использованием их пропускной способности, которая, в свою очередь, зависит от размещения электростанций относительно центров нагрузки и от конфигурации сети. Например, большинство АЭС, расположенных в европейской части страны с развитой электрической сетью, становятся коммутационными узлами энергосистемы с большим количеством отходящих ВЛ, суммарная пропускная способность которых превышает мощность присоединенных генераторов (3, а, б). Этому способствует также необходимость выдачи всей мощности АЭС при выходе из работы любой ВЛ.

На схемы выдачи мощности ТЭЦ влияет то обстоятельство, что они сооружаются на территории или вблизи крупных городов или промышленных узлов. Это предопределяло выдачу мощности ТЭЦ на генераторном напряжении и на напряжении основной распределительной сети, как правило, 110 кВ (6, а). Однако за последнее время схемы выдачи мощности ТЭЦ претерпели такую же эволюцию, как и схемы КЭС: рост единичной мощности агрегатов и суммарной мощности ТЭЦ, применение дальней теплофикации и отдаление площадок ТЭЦ от потребителей привели к отказу от сооружения РУ генераторного напряжения и к повышению напряжения сети для выдачи мощности. На современных ТЭЦ блоки присоединяются к РУ 110–220 кВ (6, б).

Стремление упростить схемы выдачи мощности ТЭЦ привело к появлению схем, в которых РУ на ТЭЦ не сооружаются, а повышающие трансформаторы блоков присоединяются отдельными линиями к сети 110 кВ (6, в). Применение таких схем целесообразно при размещении ТЭЦ вблизи подстанций 220 (330)/110кВ, на шины которых может быть выдана вся мощность ТЭЦ. При блочном присоединении повышающих трансформаторов ТЭЦ к ПС энергосистемы между трансформаторами и генераторами устанавливаются выключатели.

В последние годы наметилась тенденция к снижению мощности новых электростанций и энергоблоков с широким использованием парогазовых (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ). Первые нашли применение при строительстве тепловых электростанций последнего поколения, а вторые — для электроснабжения и резервирования узлов нагрузки и отдельных потребителей. ГТЭС являются, как правило, многоагрегатными электростанциями с одной секционированной системой сборных шин; при этом выдача мощности осуществляется на генераторном напряжении, а в отдельных случаях и по ВЛ 110 (220) кВ.