4.3. СХЕМЫ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ И ПРИСОЕДИНЕНИЯ К СЕТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

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 выдачи 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.

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 AT 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 рис. 4.3, 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 ( рис. 4.3, а, в); только на одной АЭС выдача мощности осуществляется на напряжениях 220 и 500 кВ (рис. 4.3, б). КЭС на органическом топливе, построенная на во­стоке страны, выдает мощность на напряжениях 220—500 кВ при двух РУ (рис. 4.4, а, б), 500 и 1150 кВ — при одном РУ ( рис. 4.4, в). Большая часть ГЭС сооружается с системой напряжений 220—500 кВ (рис. 4.5, а, б, в). 

3.jpg

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 AT связи между двумя РУ ВН (рис. 4.4, б) или с дву­мя РУ одного напряжения с их параллельной работой через сети энер­госистемы (рис. 4.4, 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.

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 (рис. 4.3, 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 (рис. 4.6, 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 (рис. 4.6, 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 (рис. 4.6, 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.