Регулирование частоты в энергосистемах

Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины (регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при снижении частоты — увеличивает.

Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.

Первичное регулирование осуществляется по пропорциональному закону в соответствии с формулой[4]:

$${\displaystyle P_{\text{п}}={\frac {-100}{S\%}}\cdot {\frac {P_{\text{ном}}}{f_{\text{ном}}}}\cdot K_{\text{д}}\cdot \Delta f_{\text{р}}}$$

где ${\displaystyle P_{\text{п}}}$- требуемая первичная мощность, МВт

${\displaystyle P_{\text{ном}}}$- номинальная мощность генерирующего оборудования, МВт

${\displaystyle f_{\text{ном}}=50{\text{Гц}}}$- номинальная частота в ЕЭС

${\displaystyle \Delta f_{\text{р}}}$- величина отклонения частоты, превышающая зону нечувствительности (величина отклонения частоты от ближайшей границы «мертвой полосы»), Гц

${\displaystyle \Delta f_{\text{р}}=0}$ при отклонениях частоты, не превышающих зону нечувствительности ( при нахождении частоты в пределах « мертвой полосы» первичного регулирования); в остальных случаях ${\displaystyle \Delta f_{\text{р}}>0}$ при повышении частоты  и ${\displaystyle \Delta f_{\text{р}}<0}$ при понижении частоты.

${\displaystyle S={\frac {\Delta f_{\text{р}}/f_{\text{ном}}}{P_{\text{п}}/P_{\text{ном}}}}\times 100}$ - статизм первичного регулирования генерирующего оборудования, %

${\displaystyle K_{\text{д}}}$- коэффициент, учитывающий динамику выдачи первичной мощности, нормированную требованиями для разного типа генерирующего оборудования

Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование осуществляется автоматически под воздействием центрального регулятора.

Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.

В основном во вторичном регулировании участвуют гидроэлектростанции (ГЭС) в связи с их маневренностью. Все крупные ГЭС России подключены к системе АВРЧМ для участия во вторичном регулировании и получают в режиме реального времени (характерный цикл информационного обмена - 1 сек) задание вторичной мощности, которое через групповой регулятор активной мощности (ГРАМ) поступает непосредственно на исполнение системами управления гидроагрегатами.

В период паводка для наиболее экономичного срабатывания паводковой воды в гидротурбинах к АВРЧМ привлекаются и электростанции других типов (ТЭС, ПГУ)[13]. Участие ТЭС, ПГУ в АВРЧМ осуществляется в рамках работы рынка системных услуг.

Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование.

В связи с тем, что участие в ОПРЧ является обязательным для всех электростанций, а другие виды регулирования частоты являются оплачиваемой услугой, необходимо осуществлять мониторинг участия электростанций в регулировании.