Электрооборудование ТЭС - Схемы электрических соединений

ГЛАВА ПЯТАЯ
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
5-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СХЕМАХ

Схемы электрических соединений электростанций — это выполненные в натуре соединения между отдельными элементами электрической части станции. Схема электрических соединений включает в себя, естественно, и само электрическое оборудование: генераторы, трансформаторы, выключатели, разъединители, реакторы и т. д.
По своему функциональному назначению вся электрическая часть станции, выполненная в натуре, состоит из схемы первичных соединений (цепей) и схемы вторичных соединений (цепей). Первичные цепи — это те цепи, в которых происходит производство, распределение и потребление электроэнергии. Вторичные цепи являются вспомогательными и обеспечивают управление, автоматизацию и защиту элементов первичной цепи. В свою очередь схемы первичных соединений делятся на главные схемы (см. § 1-2) и схемы собственных нужд.
В настоящей главе рассматриваются главные схемы станций. Схемы собственных нужд будут рассмотрены в гл. 6, схемы релейной защиты и автоматики — в гл. 7.

Основные требования к главным схемам
Электрические станции обеспечивают потребителей тепловой и электрической энергией (ТЭЦ) или только электрической энергией (ГРЭС). Бесперебойное снабжение энергией промышленных потребителей городов, поселков, сельскохозяйственной нагрузки во многом определяется правильно выбранной схемой электростанции. Основными требованиями, предъявляемыми к схемам, являются надежность работы установки, гибкость схемы, удобство оперативных переключений и выводов в ремонт оборудования, экономичность распределительного устройства, сооружаемого по выбранной схеме.

Степень надежности схемы должна соответствовать характеру потребителей, которые присоединены к электростанции. Чем выше требование в отношении бесперебойности электроснабжения потребителей, тем надежнее должна быть схема.
Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяются на три категории [18, § 1-2-27].

1. категория — электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение  особо важных элементов городского хозяйства. Такие потребители должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников, перерыв допускается лишь на время автоматического включения резервного ввода (0,5—0,7 с).
2. категория — электроприемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Для таких потребителей перерыв в электроснабжении также нежелателен, но может быть допущен на время, необходимое для включения резервного питания действием дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
3. категория — все остальные электроприемники (вспомогательные цехи, небольшие поселки и т. п.), для которых допустимы перерывы на время ремонта или замены оборудования, но не более одних суток.

При выборе схем станции на генераторном напряжении 6— 10 кВ учитывается характер потребителей и схемы сетей электроснабжения (питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.). Если к шинам 6—10 кВ присоединены линии, питающие потребителя I категории (химический комбинат, шахты, городской водопровод и т. п.), то степень надежности схемы должна быть такой, чтобы при любой аварии на станции не прекращалось питание потребителей. При наличии потребителя II категории требование надежности схемы несколько снижается, так как при аварии на станции (отключение генератора, сборных шин, отказ работы выключателя) допускается прекращение питания потребителя на время оперативных переключений. Практически трудно выделить линию I, II или III категории. Обычно по одной линии 6— 10 кВ питаются потребители как I, так и II категории, по другой —  II и III категорий. Можно лишь говорить о большей или меньшей ответственности линий. Тем более при выборе схемы станции на стороне 110—500 кВ нельзя говорить о неответственных линиях, так как каждая линия имеет высокую пропускную способность — по одной линии можно передавать 60—1000 МВт, т. е. обеспечивать питание целого предприятия или промышленного района. Линии 110—500 кВ могут являться линиями связи между отдельными частями электрической системы или между различными энергосистемами. Отключение таких линий приведет к снижению устойчивости параллельной работы или к нарушению ее, что может развиться в крупную системную аварию. Схемы станций на стороне 110—500 кВ должны обладать высокой надежностью. В первую очередь это относится к крупным современным станциям с блоками 300, 500-800 МВт. При к. з. в какой-либо части электрической установки такой станции или отказе работы выключателя должно отключаться минимальное количество оборудования, — как правило, не более одного блока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы; в исключительных случаях допускается отключение двух блоков и линий при сохранении устойчивой работы энергосистемы [23].

Схема станции должна обладать достаточной гибкостью, т. е. позволять отключение аппаратов или части установки для ремонтов и ревизий, обеспечивая при этом нормальную работу потребителей и не снижая общую надежность работы станции. С точки зрения удобства эксплуатации вывод в ремонт должен производиться при минимальном количестве операций коммутационной аппаратурой. Гибкость схемы выражается также в возможности деления установки на части, что широко практикуется для снижения токов к. з. Схема должна предусматривать возможность расширения установки.

Экономичность схемы в основном определяется количеством ячеек оборудования высокого напряжения в распределительном устройстве (РУ). Обычно принимаются во внимание ячейки выключателей. Безусловно, увеличение числа разъединителей в схеме при одном и том же числе выключателей увеличивает затраты на сооружение распределительного устройства, поэтому некоторые проектные организации рекомендуют при сравнении вариантов схем находить так называемое приведенное число выключателей (методика ВГПИ ТЭП):
(5-1)
где В — количество выключателей; Р — количество разъединителей.
В РУ высокого напряжения стоимости ячеек выключателей достигают больших значений:

, Уменьшение количества установленных выключателей в схемах станций на стороне повышенного напряжения дает существенный экономический эффект, но это не должно приводить к снижению надежности и гибкости схемы. В противном случае экономия одной—двух ячеек РУ 330—500 кВ может привести к возможности аварийного отключения значительной генерирующей мощности. В системе предусматривается резерв для покрытия дефицита мощности при аварийных отключениях, который определяется суммарной мощностью одновременно отключающихся агрегатов. Таким образом, чем больше агрегатов может отключаться при аварии в схеме РУ, тем больше должна быть резервная мощность системы. Установка дополнительной резервной мощности в системе приводит к большим капитальным затратам и сводит на нет экономию за счет уменьшения числа выключателей в РУ 330—500 кВ.
Требования к схемам станций достаточно разнообразны, выполнение их требует всестороннего анализа схемы станции и ее связи с энергосистемой и потребителями. Окончательный выбор схемы производится на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов возможных схем.
Ниже приводится описание и анализ схем, которые нашли применение на отечественных тепловых станциях.

а)   Одиночная система шин

Если потребители находятся вблизи от станции, то электроснабжение их осуществляется линиями 6—10 кВ. В этом случае на станции сооружаются сборные шины, к которым присоединяются источники питания и отходящие линии. На рис. 5-1 показана схема с одиночной системой сборных шин, к которой присоединены генераторы Г1, Г2 и линии Л1, Л2, Л3, Л4.

Рис. 5-1. Схема с одной несекционированной системой шин.

Схема наглядна, проста, на каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. При необходимости отключения линии Л1 достаточно отключить выключатель В1, отключение генератора Г1 производится выключателем В5 и т. д. Операции с разъединителями необходимы только в том случае, когда выводится в ревизию выключатель или сборные шины, т. е. в цепях, предварительно обесточенных выключателями, это снижает аварийность из-за неправильных действий дежурного персонала.
Одиночная система сборных шин позволяет широко применять комплектные распределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшить время монтажа.
При к. з. в линии, например в точке K1, отключается соответствующий линейный выключатель В4; все остальные присоединения остаются в работе. Однако при неисправности этого выключателя, т. е. при отказе работы его, релейной защитой будут отключены выключатели источников питания В5, В6, т. е. произойдет полный останов станции. Отключение обоих генераторов произойдет и при повреждении на сборных шинах (точка К2); при необходимости ремонта сборных шин, ревизии любого шинного разъединителя вновь необходимо отключение генераторов. Такая схема не обеспечивает надежности электроснабжения и потому не применяется на современных ТЭЦ.
Секционирование, т. е. деление .сборных шин по количеству источников энергии, придает схеме значительно большую надежность и гибкость.
Схема станции с одиночной секционированной системой шин показана на рис. 5-2. Она сохраняет все достоинства разобранной выше схемы.

Рис. 5-2. Схема с одной секционированной системой шин.

Нормально секционный выключатель ВС включен, что обеспечивает параллельную работу генераторов, равномерную загрузку их и более экономичный режим. При аварии на сборных шинах, например в точке K1, отключается секционный выключатель ВС, выключатель генератора В2 и выключатель трансформатора связи В4, секция 2 остается без напряжения, потребители по линиям Л3 и Л4 энергии не получают. Секция 1 и все ее присоединения остаются включенными. Работа станции не прекращается полностью, так как отключилась только половина присоединений.
При отказе работы линейного или генераторного выключателя будет также отключаться одна из секций.
Такая схема может обеспечить надежное электроснабжение потребителей I и II категорий, если они питаются не менее чем по двум линиям, присоединенным к разным секциям, т. е. если имеется резерв по сети.
С целью ограничения токов к. з. между секциями установлен секционный реактор PC. При к. з. на сборных шинах в точке K1 ток к. з. от генератора Г1 проходит по реактору, имеющему значительное индуктивное сопротивление, а поэтому значение тока уменьшается.
Секционный реактор выбирается на ток, равный 70% номинального тока генератора с реактивным сопротивлением 10— 12%. Секционный реактор позволяет облегчить аппаратуру в цепях генераторов и трансформаторов связи.
Более эффективное ограничение токов к. з. в линиях достигается применением линейных реакторов Р, выбор которых рассмотрен в § 3-2.
В рассматриваемой схеме указаны трансформаторы Τ1, Т2, соединяющие шины генераторного напряжения 6—10 кВ с линиями повышенного напряжения 35—220 кВ, по которым осуществляется связь с энергосистемой. Такая связь необходима для резервирования нагрузок 6—10 кВ при плановом или аварийном отключении одного из генераторов станции, а в нормальном режиме — для выдачи в систему избыточной активной и реактивной мощности генераторов. На станциях, имеющих сборные шины генераторного напряжения, устанавливаются один или два трансформатора связи, мощность которых должна обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генератора за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок, питающихся с шин 6—10 кВ в период минимума [23]. Трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности в систему и как понижающие при передаче мощности из системы на шины 6—10 кВ для покрытия дефицита при ремонте самого крупного генератора. Реверсивная работа вызывает необходимость применения трансформатора с регулированием напряжения под нагрузкой. Трансформаторы связи могут быть трехобмоточными, если на ТЭЦ, кроме нагрузок 6—10 кВ, имеется нагрузка на среднем напряжении 35 кВ не менее 15% общей, а связь с системой осуществляется на высоком напряжении 110—220 кВ.
Основным недостатком описанной схемы является вынужденное отключение генератора при ремонте сборных шин или любого шинного разъединителя на все время ремонта.
Авария на сборных шинах тем вероятнее, чем больше присоединений к ним и чем протяженней эти шины. Длительность ревизии и ремонта шин также зависит от числа присоединенных шинных разъединителей, поэтому с целью сокращения времени вынужденного отключения источников желательно уменьшить число присоединений к каждой секции сборных шин 6— 10 кВ. Последнее достигается в схемах с групповыми сборками (рис. 5-3).
Линии 6 кВ присоединены к сборкам С61—С68, которые питаются от главных шин станции через сдвоенные реакторы СР1, СР2, СР3, СР4. Особенность сдвоенного реактора по сравнению с обычным заключается в том, что он имеет две ветви, обладающие некоторым сопротивлением хр при отсутствии тока в соседней ветви. Схема соединения реактора выполняется так, что токи в ветвях проходят в противоположных направлениях. Результирующее сопротивление реактора при этом уменьшается благодаря магнитной связи между ветвями, это приводит к меньшей потере напряжения в реакторе в нормальном режиме. При к. з. на сборке или в отходящей линии ток проходит практически только по одной ветви, ее сопротивление при этом хр. Схема замещения сдвоенного реактора и расчетные формулы для определения его сопротивления приведены в табл. 3-1. Каждая ветвь сдвоенного реактора может быть рассчитана на ток от 600 до 3000 А, т. е. возможно присоединение нескольких линий 6 кВ (обычно три—четыре) к каждой сборке.

Рис. 5-3. Главная схема ТЭЦ 60 МВт.

На схеме (рис. 5-3) двадцать четыре линии присоединены через четыре групповых реактора; таким образом, число присоединений к главным сборным шинам уменьшается по сравнению со схемой без групповых реакторов на 20 ячеек, что значительно увеличивает надежность работы главных шин станции, снижает затраты на сооружение РУ за счет уменьшения числа реакторов и уменьшает время монтажа РУ благодаря применению КРУ.
Питание ответственных потребителей производится не менее чем двумя линиями от разных сдвоенных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения.
Рассмотренная схема рекомендуется для ТЭЦ с двумя агрегатами по 30 МВт.

б)   Двойная система сборных шин

Учитывая особенности электроприемников I, II категории и схемы электроснабжения (отсутствие резерва по сети), для главного распределительного устройства ТЭЦ (ГРУ) возможно применение двойной системы сборных шин (рис. 5-4). В этой схеме каждый элемент присоединяется к сборным шинам через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин. На рис. 5-4 схема изображена в рабочем состоянии: генераторы Г1 и Г2 присоединены на первую систему шин, от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи T1 и Т2. Рабочая система шин секционирована выключателем ВС и реактором PC, назначение которых такое же, как и в схеме с одиночной системой шин. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями ШСВ1, ШСВ2, которые в нормальном режиме отключены.

Рис. 5-4. Схема с двумя системами шин.

При ревизии одной из секций все присоединения ее переводятся на резервную систему шин 2СШ без перерыва работы станции. Порядок операций при переводе с одной системы шин на другую:

1. Включить шиносоединительный выключатель с минимальной выдержкой времени релейной защиты на нем.

Если резервная система шин неисправна, то выключатель отключится и дальнейшие операции по переводу прекращаются.
Если резервная система шин исправна, то выключатель останется включенным. Во избежание ложного отключения ШСВ при переводе присоединений с его цепей управления снимают оперативный ток.

1. Включить разъединители всех источников и линий данной секции к резервной системе шин.

Эта операция вполне допустима, так как при включенном шиносоединительном выключателе ножи и контакты разъединителей находятся под одинаковым потенциалом.

1. Отключить разъединители от рабочей системы шин.
2. После проверки полного перевода всех линий, источников, трансформаторов связи отключить шиносоединительный выключатель и его разъединители со стороны выводимой в ревизию секции.

Как видно из описания, при большом числе присоединений к шинам ГРУ требуется производство многочисленных операций с разъединителями в необесточенных цепях.
При к. з. на одной из секций отключаются выключатели источника питания, трансформатора связи и секционный. Потребители, присоединенные к данной секции, лишаются энергии на время перевода на резервную систему шин. Однако недоотпуск электроэнергии в рассматриваемой схеме будет значительно меньше, чем при такой же аварии в схеме с одной системой шин.
Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. К недостаткам ее следует отнести большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ. Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Большое количество операций разъединителями и сложная блокировка приводят к возможности ошибочных отключений тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий в схемах с двумя системами шин больше, чем в схемах с одной системой шин.
Групповые реакторы линий в схеме (рис. 5-4) позволяют упростить конструкцию ГРУ благодаря применению ячеек комплектного распределительного устройства в цепях отходящих линий.

в)   Схемы ТЭЦ на повышенном напряжении

Для РУ 35—110 кВ с числом присоединений не более четырех рекомендуются схемы блока трансформатор — линия (с выключателями и без выключателей высокого напряжения): мостика, треугольника, четырехугольника.
На рис. 5-5 изображена схема блока трансформатор — линия без выключателей на стороне высшего напряжения. Блоки присоединены глухой отпайкой к транзитной линии 110 кВ. В цепи блока установлены разъединители P1, Р2, отделители ОД1, ОД2 и короткозамыкатели КЗ1 и КЗ2.
При повреждении в трансформаторе, например в Т1, релейной защитой отключается выключатель В3 и подается импульс для отключения выключателей В1 и В1А транзитной линии (для передачи импульса возможно использование высокочастотного канала линии 110 кВ).

Рис. 5-5. Схема блока трансформатор—линия без выключателей на повышенном напряжении.
После отключения выключателей В1 и В1А автоматически отключается отделитель ОД1, а затем линия Л1 вновь ставится под напряжение повторным включением выключателей В1 и В1А. Таким образом, линия Л1 после короткой бестоковой паузы 0,6—0,7 с осталась в работе, а поврежденный трансформатор отключился. Отключение выключателей B1, В1А можно обеспечить без передачи отключающего импульса. Для этого в схеме предусмотрен короткозамыкатель КЗ1, автоматическим включением которого создается искусственное короткое замыкание. При этом срабатывает релейная защита Л1 и отключает В1 и В1А, дальнейшее аналогично описанному выше.

Разъединители Р1 и Р2 необходимы для безопасного ремонта отделителей.
При устойчивом повреждении транзитной линии, например Л1, отключаются выключатели В1 и В1А, но связь ТЭЦ с системой будет осуществляться по линии Л2.
Если в нормальных условиях необходимо отключить трансформатор, то отключают выключатель со стороны 6—10 кВ, а затем отделитель со стороны 110 кВ. При производстве последней операции отделителем разрывается ток намагничивания трансформатора; допустимость этого должна быть проверена согласно ПТЭ (см. § 4-6).
Отказ от выключателей на стороне 110 кВ значительно упрощает конструкцию открытого распределительного устройства, сокращает сроки монтажа и дает существенную экономию средств.

Схема мостика применяется при двух линиях и двух трансформаторах. В этой схеме для четырех присоединений необходимы три Выключателя B1, В2, В3 (рис. 5-6, а). Нормально выключатель В3 перемычке между двумя линиями Л1 и Л2 в «мостике» включен. При повреждении в линии Л1 отключается выключатель В1, трансформаторы Т1 и Т2 сохраняются в работе, связь с системой осуществляется по линии Л2. При повреждении в трансформаторе Т1 отключаются выключатель со стороны 6—10 кВ В4 и выключатели со стороны 35— 110 кВ В1 и В3. В этом случае линия Л1 оказалась отключенной, хотя никаких повреждений в ней нет. Это является недостатком схемы мостика. Если учесть, что аварийное отключение трансформаторов бывает редко, то с таким недостатком схемы можно мириться, тем более что после отключения В1 и В3 и необходимости вывода в ремонт поврежденного трансформатора отключают разъединитель Р1 и включают В1, В3, восстанавливая работу линии Л1.
Более существенным недостатком схемы является отключение линий при ревизии выключателей В1 и В2 на все время производства работ.

Рис. 5-6. Схемы ТЭЦ на стороне 35—110 кВ.
а — схема мостика; б — схема треугольника; в — схема четырехугольника.

Плановые отключения трансформатора производятся так же, как в схеме блока трансформатор—линия: отключают выключатель В4 и разъединителем Р1 отключают ток намагничивания трансформатора, если это допустимо по его мощности.
Основными достоинствами схемы мостика являются экономичность (три выключателя на четыре присоединения) и простота. Конструкция распределительного устройства должна предусматривать возможность перехода от схемы мостика к другим схемам при расширении станции.
В некоторых случаях применяется второй вариант схемы мостика с перемычкой перед выключателями B1, В2 в сторону линий. В такой схеме аварийное отключение линии вызовет отключение неповрежденного трансформатора. Применение того или иного варианта схемы мостика зависит от схемы связи с энергосистемой (радиальная, кольцевая сеть, протяженность линий и т. д.) и от режима работы трансформаторов.

В схемах треугольника и четырехугольника (рис. 5-6, б, в) количество выключателей соответствует числу присоединений,  но в то же время каждый элемент управляется двумя выключателями, что позволяет производить ревизии и ремонты выключателей без перерыва работы какого-либо элемента. Так, при необходимости ревизии выключателя В1 отключают его и отсоединяют от частей, оставшихся под напряжением, двумя разъединителями, установленными по обе стороны от выключателя. При этом все линии и трансформаторы остаются в работе.
Возможность ревизий, осмотров, опробований выключателей без перерыва в работе является большим достоинством схем многоугольников, частным случаем которых являются схемы треугольника и четырехугольника.

Рис. 5-7. Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.

Недостатками схем многоугольников являются неизбежные значительные реконструкции в РУ при их расширении; усложнение вторичных токовых цепей, так как релейную защиту и приборы необходимо присоединять к двум комплектам трансформаторов тока, расположенным по обе стороны выключателя; необходимость выбора аппаратуры по суммарным токам нагрузки. Так, при ревизии выключателя В3 (рис. 5-6, б) через выключатель В1 проходит суммарный ток нагрузки линий Л1 и Л2, следовательно, выключатель, разъединители и трансформаторы тока этой цепи должны выбираться на соответствующий ток.
Для РУ 35 кВ с большим числом присоединений возможно применение схем с одной и двумя системами шин. Для РУ 110 кВ и выше мощных ТЭЦ с большим числом линий широко применяется схема с двумя рабочими и третьей обходной системой шин с одним выключателем на цепь. На рис. 5-7 изображена такая схема в ее рабочем состоянии.

Обходная система шин ОСШ предназначена для возможности ревизий и ремонтов выключателей без перерыва питания. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители РО, соединяющие линии и трансформаторы с ОСШ, отключены. В схеме имеется обходной выключатель ШСОВ (нормально отключенный), который может заменить любой другой выключатель, для чего надо произвести следующие операции:

1. Включить обходной выключатель ШСОВ для проверки исправности обходной системы шин.
2. Отключить ШСОВ.
3. Включить разъединитель РО соответствующего присоединения.
4. Включить ШСОВ.
5. Отключить выключатель В1.
6. Отключить линейный (Р3) и шинный (Р1) разъединители.

После указанных операций линия Л1 получает питание через обходную систему шин, разъединитель Р7, выключатель ШСОВ от первой системы шин 1СШ. Чтобы не нарушать порядка присоединения линий к сборным шинам, обходной выключатель должен быть собран развилкой шинных разъединителей Р6, Р5 на ту же систему шин, что и линия, выключатель которой выводится в ремонт.
В рассматриваемой схеме нет отдельного шиносоединительного выключателя, его роль выполняют шиносоединительнообходной выключатель и перемычка с разъединителем Р8.
Если все линии и трансформаторы присоединены на одну систему шин, то Р4 отключен и ШСОВ используется по своему прямому назначению, как обходной.
В установках 35 кВ и выше чаще применяют режим фиксированного присоединения, т. е. равномерного распределения линий и источников между двумя системами шин, что повышает надежность схемы, так как при к. з. на шинах будет отключаться только половина присоединений. В режиме фиксированного присоединения разъединитель Р4 включен и выключатель ШСОВ играет роль шиносоединительного, обеспечивая параллельную работу линий и источников. При необходимости использования ШСОВ по прямому назначению надо отключить его, нарушив тем самым параллельную работу, затем отключить Р4 и воспользоваться обходным выключателем.
Если нарушение параллельной работы недопустимо, то предварительно переводят все присоединения на одну систему шин, отключают ШСОВ, отключают Р4 и используют обходной выключатель. Чем больше присоединений к сборным шинам, тем больше операций необходимо произвести для освобождения обходного выключателя и тем большее время он будет занят для замены линейных выключателей, поэтому отказ от отдельного  шиносоединительного выключателя допустим при числе присоединений не более семи и мощности агрегатов не более 160 МВт [23]. 
В заключение следует отметить, что мощные современные ТЭЦ с агрегатами 50, 100, 135, 250 МВт имеют потребителей электрической энергии как на генераторном напряжении 6— 10 кВ, так и на повышенном напряжении 35—220 кВ. 

Рис. 5-8. Принципиальная схема мощной ТЭЦ.

Последнее вызывает необходимость часть генераторов (обычно наиболее мощных) соединять в блоки с повышающими трансформаторами. Схема такой ТЭЦ приведена на рис. 5-8 (для упрощения разъединители не показаны). Главное распределительное устройство 10 кВ выполнено по схеме с одной секционированной системой шин с групповыми реакторами, РУ 35 кВ также имеет одну секционированную систему шин, ОРУ 110 кВ выполнено с двумя основными и третьей обходной системами шин с отдельными обходным и шиносоединительным выключателями. Связь между ГРУ 10 кВ и РУ 35 и 110 кВ осуществляется двумя трехобмоточными трансформаторами.

г) Блокировка от неправильных операций с разъединителями

Рис. 5-9. Схема электромеханической блокировки.
Чтобы исключить неправильные операции персонала с разъединителями (отключение и включение тока нагрузки, включение на закоротку и т. д.), предусматривается блокировка между выключателем и разъединителем, которая разрешает операции только в определенной последовательности. Блокировка может быть замковой, механической, электромагнитной. В схемах с одиночной системой шин, в схемах мостиков и многоугольников рекомендуются простейшие типы блокировок —  замковая, механическая и электромеханическая.

На рис. 5-9 изображена схема электромеханической блокировки, предложенной П. И. Гинодманом. Шинный и линейный разъединители РШ и РЛ блокируются с выключателем В; для этого на приводах разъединителей установлены одноключевые замки, запорными стержнями которых фиксируется отключенное и включенное положение разъединителей. Операции с разъединителями возможны только после того, как отперт замок 1 специальным ключом, секреты которого совпадают с секретами замка. Нормально при работающей линии этот ключ находится в электромеханическом замке 2, установленном на щите управления выключателя. Ключ можно освободить только после отключения выключателя, когда будет подано напряжение в катушку электромагнита замка 4. Когда ключ будет вынут, специальные блок-контакты разорвут цепь включения выключателя и замкнут цепь отключения, чем исключается ошибочное включение выключателя. Освобожденный ключ переносится в замок линейного разъединителя, поворотом на 180° отпирается замок (запорный стержень выходит из отверстия блокируемого привода), после чего производится отключение разъединителя. Для снятия ключа его поворачивают на 180° в обратную сторону, при этом запорный стержень входит во второе отверстие блокируемого привода и разъединитель оказывается запертым в отключенном положении. Далее ключ 3 переносится в замок привода шинного разъединителя, где операции повторяются.
Для включения линии операции производятся в обратном порядке: включается шинный, затем линейный разъединитель, ключом отпирается замок 2 и включается выключатель.

Применяются и другие типы механических блокировок. В сложных схемах (двойная система шин с ΟСШ и без нее) применяется электромагнитная блокировка. Принцип действия ее заключается в том, что замок привода разъединителя может быть отперт специальным ключом только при подаче напряжения в катушку электромагнита ключа. Цепь питания оказывается замкнутой при выполнении всех условий, необходимых для производства операции данным разъединителем. Такая блокировка требует прокладки большого количества контрольных кабелей.