Большая энциклопедия нефти и газа. Жизнь одним годом
Cтраница 1
Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.
Появление дефицита активной мощности в энергосистеме вызывает, понижение частоты.
При дефиците активной мощности, возникающей в результате аварийного отключения крупных генераторов, трансформаторов или ЛЭП, снижается частота электрич. При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в нек-рых пунктах системы и в предельном случае возможна лавина напряжения - нарастающее его снижение с нарушением электроснабжения.
При дефиците активной мощности в энергосистеме частота снижается до тех пор, пока снова не наступит равенство потребляемой и вырабатываемой генераторами мощностей. Таким образом, снижение активной мощности нагрузки ЛРН равно дефициту активной мощности РЛ.
При возникновении в ЭЭС дефицитов активной мощности, вызванных аварийным уменьшением активной мощности, не покрываемым включенным резервом этой мощности, частота в системе снижается и нормальное функционирование последней нарушается. Возникающий дефицит может быть общесистемным, связанным с выпадением мощного генерирующего узла, и локальным, образующимся в энергодефицитном районе после аварийной потели его связи с системой.
| Схема АЧР одной очереди. |
АЧР, должна соответствовать максимально возможному дефициту активной мощности, который может возникнуть в энергосистеме.
| Схемы коммутации электростанций, обеспечивающие отделение части генераторов для питания собственного расхода при аварийном понижении частоты в энергосистеме. |
Поскольку при этом может возникнуть дефицит активной мощности на шинах генераторного напряжения, предусматривается местная частотная разгрузка (или дополнительная разгрузка), действующая на отключение части потребителей.
В покрытии образовавшегося в энергосистеме дефицита активной мощности начинают в начальный период времени участвовать все генераторы на всех электростанциях в соответствии со ста-тизмом характеристик первичных регуляторов скорости вращения. Как обеспечить, чтобы образовавшийся дефицит активной мощности в конечном итоге был воспринят агрегатами частотно-регулирующей электростанции.
Если в энергосистеме возникает такой же дефицит активной мощности, как и в первом случае, то снижение частоты до точки 1 будет происходить с той же скоростью.
В ОЭЭС благодаря ее большой мощности возможные дефициты активной мощности в процентном отношении к мощности системы относительно невелики и вызывают соответственно относительно небольшие снижения частоты. Однако и они могут вызвать весьма нежелательные последствия, что требует проведения специальных противоаварийных мероприятий (см. гл. АЧР), устройства которой отключают часть нагрузки ЭЭС соответственно возникшему дефициту активной мощности в целях предотвращения недопустимого снижения частоты.
Снижение частоты имеет место при наличии дефицита активной мощности, когда источники активной мощности, работающие на сеть, не могут покрыть всей активной мощности, требуемой потребителями. Активная мощность, отдаваемая генераторами электрических станций, жестко определяется мощностью первичных двигателей. Последняя изменяется под воздействием регуляторов скорости турбин.
Устройства АЧР, применяющиеся для ликвидации аварийного дефицита активной мощности, в энергосистемах, подразделяются на основные категории: АЧР-I, АЧР-П и дополнительные АЧР. Устройства АЧР могут применяться в системах электроснабжения крупных промпредприятий, имеющих в составе собственные электростанции.
Глубина снижения частоты зависит не только от значения дефицита активной мощности в первый момент аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощности одной группой потребителей, к которой относятся электроосветительные приборы и другие установки, имеющие чисто активную нагрузку, не зависит от частоты и при ее снижении остается постоянной. Потребление же другой группы потребителей (электродвигателей переменного тока) при уменьшении частоты снижается.
Одной из основных целей реформы РАО ЕЭС, согласно замыслу ее создателей и воплотителей, было желание привлечь частных инвесторов в отечественную электроэнергетику. Подразумевалось, что "частники" снимут с государства изрядную долю нагрузки по введению новых мощностей, и при этом будут конкурировать между собой, внедряя новые технологии и снижая цены для конечных потребителей.
Чуда не произошло. Тарифы для потребителей как росли, так и продолжают расти. А с вводом новых мощностей сложилась двойственная ситуация. С одной стороны, за один только 2011г. в строй введено электростанций больше, чем за несколько предыдущих лет. С другой - события текущего года привели к тому, что ряд компаний (в основном государственных) уже заявил о грядущем сокращении капитальных затрат, а остальные пока ограничиваются выполнением минимального объема обязательств, взятого на себя при заключении договоров на предоставление мощности.
Сколько надо строить?
Но по порядку. Чтобы понять, сколько же необходимо строить в России электростанций, следует обратиться к основополагающему документу – "Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020г. и в перспективе до 2030г.". Его разработчики предполагали, что схема должна корректироваться каждые три года и утверждаться правительством РФ. В частности, действующий сейчас актуальный вариант документа был утвержден правительством РФ летом 2010г.
В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год и к 2030г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч. Однако прогноз этот, как неоднократно заявлял один из авторов схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.
Кроме того, указанный в документе ориентир можно назвать минимальным и с точки зрения текущего состояния отечественной электроэнергетики, вынужденной жить на сильно изношенном оборудовании, средний срок службы которого оценивается в 50-60 лет. В ближайшее время на многих электростанциях его придется менять на новое и в обозримой перспективе этот процесс должен начать нарастать лавинообразно.
К сожалению, фактический ввод новых генерирующих мощностей существенно отстает от запланированных объемов. Например, в период с 2001 по 2005гг. в стране было введено в строй новых мощностей на 9,5 ГВт, в то время как с учетом генсхемы и необходимости замены действующего оборудования в ближайшие 20 лет, потребность в новых мощностях составляет 173 ГВт. Другими словами, каждый год, а не за пятилетку (как сейчас), российская электроэнергетика должна прирастать в среднем на 8,6 ГВт новых мощностей.
Задача выглядит амбициозной, но выполнять ее надо. Иначе невозможно будет сдержать процесс старения отечественной электроэнергетики. "Это очень большой объем, если смотреть на ретроспективу вводов за последние 10 лет. Но он является минимальным: такой объем выводов и вводов генерирующих мощностей удержит к 2030г. средний возраст оборудования на уровне 50 лет. Ниже этих параметров опускаться просто недопустимо", - подчеркивает И.Кожуховский.
Прогнозы без плана
Теперь самое время посмотреть, каким образом и за счет чего должна выполняться эта амбициозная, но в то же время минимальная задача. Как уже не раз заявляли участники процесса, механизм договоров по предоставлению мощности (ДПМ) показал себя достаточно эффективным: инвесторы, взявшие на себя при приватизации РАО ЕЭС определенные обязательства по строительству электростанций, действительно их выполняют, к чему их, с одной стороны, стимулирует гарантированная окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат в течение 10 лет после ввода соответствующих мощностей, с другой - штрафные санкции за срыв сроков их ввода. В результате в текущем году появилось более 6 ГВт новой мощности, что в три раза превышает среднегодовой показатель последних лет. Львиная доля этих вводов (80%) пришлась именно на строительство в рамках реализации ДПМ.
Своевременное выполнение энергетиками таких договоров дает надежду на то, что и остальные инвестиционные планы тепловой генерации будут выполняться. По крайней мере до тех пор, пока существует обязательная программа, рассчитанная до 2016г. Однако возникает вопрос: что будет с вводом новых мощностей после ее выполнения? Если исходить из Генеральной схемы, разрыв между потребностями российской экономики и теми мощностями, которые планируют вводить компании, растет уже теперь. В среднем разница составляет по 1 ГВт ежегодно до 2015г. Соответственно, планы после 2016г. являются еще более туманными и в данный момент прописаны лишь на треть.
По оценке консалтинговой фирмы A.T.Kearney, даже после реализации всех ДПМ и без учета вывода устаревшего оборудования дефицит электрогенерации в России к 2020г. может составить минимум 18 ГВт, или 8% от всей установленной мощности.
Между тем, если сопоставить вводимые мощности и вложенные инвестиции, то, по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, при примерно одинаковом объеме первых в прошлую и позапрошлую пятилетки, вторые (инвестиции) за это же время возросли в три раза. Обнадеживает то, что в период с 2011 по 2015гг. запланирован четырехкратный рост ввода новых мощностей при всего лишь двукратном увеличении капиталовложений.
На взгляд И.Кожуховского, постепенное преобладание показателей по вводимым мощностям над ростом необходимых инвестиций свидетельствует о большой инерционности процесса. Что, в свою очередь, говорит о том, что для получения в ближайшие годы необходимого количества новых мощностей, инвестиционные планы нужно формировать уже сейчас! Пока же планы правительства планами компаний не подкрепляются. И существующий разрыв, по мнению главы АПБЭ, после 2016г. становится все более драматичным, представляя собой огромную проблему, которую нужно решать немедленно.
"Можно много говорить о стимулах, механизмах и так далее, но если компании сейчас не заявили проекты, не начали думать над закупкой оборудования, то в 2016г. это все просто не успеет появиться", - подчеркивает И.Кожуховский.
Жизнь одним годом
Хотя вряд ли стоит удивляться, что генерирующие компании не строят долгосрочных инвестиционных планов, ограничиваясь (в лучшем случае) программами на пару ближайших лет или "концепциями развития" на отдаленную перспективу. Последний год наглядно показал, чего могут стоить все эти планы. Если, например, с 2011г. ожидалась полная либерализация оптового рынка электроэнергии, то фактически ее не произошло. Правительство оставило за собой право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки.
А вслед за скачком цен на электроэнергию в начале 2011г. появилось правительственное постановление о целевых правилах оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), предусматривающее отмену инфляционной индексации для вторичной мощности. Представители крупнейших тепловых генераторов тут же оценили свои выпадающие доходы как минимум в сотни миллионов рублей. Стоит напомнить, что именно в течение последнего года наметилась обратная реформе РАО ЕЭС тенденция: владельцы ряда крупных активов заявили о намерении избавиться от них (или уже избавились), продав или передав в управление еще более крупным компаниям, подконтрольным государству.
И уже под занавес текущего года экспертная группа при вице-премьере РФ Игоре Шувалове предложила существенно изменить саму модель ОРЭМ, установив единую цену на электроэнергию и мощность, которые до сих пор оплачивались раздельно. И дело не только в том, что пока малопонятно, каким образом может функционировать новая модель, сколько в том, что частные инвесторы лишний раз убедились: государство всегда может перевести рыночную модель в режим ручного регулирования.
Надо сказать, что весенние меры правительства по сдерживанию тарифов, по оценке аналитика инвестиционной фирмы OLMA Романа Габбасова, сократили выручку в секторе электроэнергетики в целом примерно на 64 млрд руб., или на 3%, что не является критичным для отрасли. "Здесь скорее было больше паники со стороны инвесторов, связанной с вмешательством государства", - полагает аналитик. Однако, как говорится, осадок остался.
Благими намерениями…
В заключение было бы справедливым отметить, что совершенствование модели отечественного рынка продолжается. Например, обсуждается применение схемы, аналогичной ДПМ, по отношению к процессу модернизации старых мощностей. В свою очередь, реализация генсхемы размещения объектов электроэнергетики, по словам одного из ее авторов, И.Кожуховского, предполагает, в числе прочего, введение принципа take or pay (бери или плати) при заключении договоров между генераторами, сетевыми компаниями и крупными потребителями, который призван закрепить их взаимную ответственность. "Чтобы не было таких ситуаций, когда генерация введена, сеть построена, а потребитель, который планировал строительство, исчез, и нет его", - прокомментировал И.Кожуховский.
При этом существуют идеи, позволяющие стимулировать, в свою очередь, ответственность и генерирующих компаний. Например, в части модернизации уже имеющихся мощностей. В частности, путем принятия новых технических регламентов с повышенными требованиями к энергетическому оборудованию или путем повышения платы за негативное воздействие на окружающую среду, и последующего ее возврата в компании для целевых инвестиций в природоохранные мероприятия. Кроме того, государство не отказывается от помощи генерирующим компаниям в рамках пилотных проектов по внедрению новых технологий.
К сожалению, время, отпущенное на то, чтобы в будущем не допустить дефицита генерирующих мощностей, стремительно уходит. Остается лишь надеяться, что оно не будет упущено совсем.
Потребителей. В «Совете производителей энергии» (СПЭ) назвали их оценки «жонглированием цифрами». По словам директора СПЭ Дмитрия Вологжанина, дефицит мощности уже практически состоялся в 2021 году для второй ценовой зоны (Сибирь; по данным КОМ, за 2021 год профицит здесь составит всего...
5 Марта 2018 в 10:11Минэнерго через год примет решение по вопросу достройкой 100 МВт в Тамани
Минэнерго РФ планирует в конце 2018 года – начале 2019 года определиться с тем, нужно ли строительство в Тамани ещё 100 МВт к 2023 году, сообщил замминистра энергетики Вячеслав Кравченко. «Пока предварительно в прогнозе это стоит. Но мы будем уточнять, потому что режимно-балансовая ситуация меняется, и я не исключаю того, что это понадобится, и не исключаю того, что, может быть, не понадобится. Пока есть такое предположение, я думаю, что мы с подобного рода идеей будем выходить ближе к концу 2018...
25 Декабря 2017 в 16:32Минэнерго заявило об исчерпании профицита мощностей к 2025 году
Объём выводов мощностей в связи с исчерпанием паркового ресурса до 2025 года (включительно) может составить 32,9 ГВт, сообщило 31 октября Минэнерго России. Расчёты проведены на основе Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики. Ещё порядка 90 ГВт потребуют модернизации в связи с исчерпанием паркового ресурса. При этом объёмы вводов новой генерации, подтверждённые инвестиционными планами и обязательствами по поставке мощности на рынок, за вычетом негарантированной мощности ВИЭ, составляют...
31 Октября 2017 в 18:59КОМ не допрыгнул до потолка
15 сентября «Системный оператор ЕЭС» (СО) подвел итоги конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2021 год. Результаты на рынке сочли ожидаемыми, но эксперты отмечают ряд интересных моментов: во второй ценовой зоне (Сибирь) «потолок цен» не был преодолён; общий рост выручки генераторов составит по разным оценкам 22–50 млрд рублей, но этого недостаточно для самостоятельного финансирования модернизации генкомпаниями. По результатам отбора наибольший объём выводов в 2021 году придётся на «Газпром энергохолдинг»...
15 Сентября 2017 в 21:40Ремонт более 200 неработающих дизель-генераторов в Крыму обойдётся в 77 млн рублей
Эксперты оценили в 77 млн рублей ремонт порядка 74% неработающих дизель-генераторов, предусмотренных для покрытия дефицита мощности в энергосистеме Крыма, сообщил 15 августа глава республики Сергей Аксёнов. 9 августа глава Минэнерго России Александр Новак поручил властям Крыма в кратчайшие сроки привести в работоспособное состояние все дизель-генераторные установки. По его словам, из 284 дизель-генераторов в регионе работает только 75. Из заявленных 109,6 МВт (с учётом Севастополя – 122 МВт) мощности...
15 Августа 2017 в 14:02Власти могут провести КОМ НГ на строительство 700−800 МВт мощности в Сибири
Минэнерго РФ не исключает проведения конкурса на строительство 700−800 МВт новой электрогенерации для покрытия прогнозируемого в 2021 году дефицита мощности в Сибири, заявил 5 июля замглавы ведомства Вячеслав Кравченко. Электростанции России получают доход за счёт продажи двух товаров – электроэнергии и мощности. Доходы от продажи мощности в среднем составляют около 30% доходов станции. Цена мощности определяется на несколько лет вперёд в ходе специальной конкурсной процедуры – конкурентного отбора...
5 Июля 2017 в 19:05Крыму в холода не хватает около 100 МВт электроэнергии
Дефицит электроэнергии в размере около 100 МВт сохраняется в Крыму из-за возросшего уровня потребления на фоне необычно холодной зимы, сообщает Интерфакс со ссылкой на главу республики Крым Сергея Аксёнова. «В зимний период ситуация с электроэнергией стабильная, но есть определённая напряжённость, в республике не хватает 100 мВт», – сказал С. Аксенов в ходе встречи с директором энергораспределяющей компании «Крымэнерго» Виктором Плакидой. Аксёнов сообщил также, что предприятия региона снижают...
Общим местом сегодняшних экономических дискуссий являются сетования на нехватку инвестиций, сдерживающую экономический рост. Основные фонды изношены, они быстро выбывают, и осуществлять прирост выпуска продукции становится не на чем. Насколько обоснованы подобные опасения?
Если для простоты оставить в стороне возможность увеличения выпуска за счет повышения производительности труда, то тезис о нехватке мощностей как об ограничителе роста был бы более или менее верен лишь с одним важным уточнением - если мы говорим о социалистическом плановом хозяйстве. То есть о системе, для которой экстенсивное расширение производства являлось одним из главных приоритетов и задавалось не действием частного интереса, а принуждением сверху, необходимостью выполнять спускаемые планы.
В рыночной экономике действует совсем другая логика, и механизм воздействия инвестиций на экономический рост иной, чем в плановом хозяйстве. Он действует со стороны прежде всего спросовых, а не физических ограничений. Вялость инвестиционного процесса здесь тормозит рост не потому, что не восполняется убыль производственных мощностей. А потому, что не создает повышенного спроса на инвестиционные товары и услуги. В итоге весь совокупный спрос оказывается ниже, чем мог бы быть, и в соответствии с этим замедляется рост производства. Что же касается реальных физических ограничений на объем выпуска, то до них в рыночной экономике дело, как правило, никогда и не доходит. Достаточно сказать, что загрузка производственных мощностей в промышленности развитых стран редко когда достигает 90%. Обычно же она колеблется около 80%.
Российская рыночная экономика, несмотря на младенческий возраст, в полной мере обладает той же особенностью, что и ее старшие "сестры". По данным опросов "Российского экономического барометра" (РЭБ), около 60% руководителей промышленных предприятий указывали на недостаток спроса как на одну из главных причин, ограничивающих выпуск продукции на их предприятиях в 2002 году. В то же время для производственных мощностей соответствующий показатель был в десять раз (!) ниже - всего лишь 6%. В перспективе на ближайшие двенадцать месяцев 43% руководителей считают объем производственных мощностей у себя на предприятиях избыточным и лишь 8% - недостаточным.
Если вспомнить, что в среднем за 2002 год загрузка производственных мощностей в нашей промышленности так и не перешагнула 70-процентный рубеж, то ничего удивительного в этих данных нет. Запас незадействованных основных фондов все еще весьма велик, хотя круг предприятий с высоким уровнем загрузки оборудования в последние два-три года быстро расширяется. Например, в 2001 году с загрузкой 100% и более работало уже каждое седьмое, а с загрузкой 90% и более - каждое четвертое предприятие выборки РЭБ. Для сравнения: в 1997-1998 годах соответствующие показатели были в два раза ниже.
Любопытно, однако, отметить, что даже среди тех производителей, у которых производственные мощности загружены на 100% нормы и выше, их объем все равно не я
Страница 18 из 35
3-5. Обеспечение устойчивости энергосистем с дефицитом мощности после их отделения от энергообъединения
Общие положения.
На аварийное отклонение частоты энергосистемы накладываются ограничения как по условиям работы основного и вспомогательного оборудования электростанций, так и в соответствии с требованиями ряда потребителей. При отделении энергосистем с дефицитом мощности от энергообъединения происходит полная загрузка находящихся в работе агрегатов, и, если в результате этого не ликвидируется возникший дефицит, аварийно снижается частота. При этом снижается производительность механизмов собственных нужд электростанций (в первую очередь питательных электронасосов- ПЭН тепловых электростанций), что приводит через некоторое время к уменьшению генерируемой мощности и дальнейшему снижению частоты. Если в процессе снижения частоты быстро не отключить часть потребителей, то может начаться лавинообразное снижение частоты, приводящее к полному развалу энергосистемы с погашением большей части или даже всех потребителей энергосистемы. Это наиболее тяжелая авария.
Работа тепловых электрических станций при понижении частоты - один из важнейших вопросов при анализе устойчивости энергосистем с дефицитом мощности. Прекращение подачи воды в котел происходит при некотором значении частоты /кр, называемом критическим. При критической частоте развиваемое ПЭН давление становится равным статическому давлению (в барабанном котле это давление в барабане, в прямоточном - давление в парогенерирующей части).
Рис. 3-22. Кривая предельно допустимого времени работы блоков 150-200 МВт с барабанными котлами при понижении частоты .
В настоящее время основная часть мощности производится тепловыми электрическими станциями с блоками мощностью 150-300 МВт. Экспериментальный материал по поведению этих агрегатов при снижении частоты пока еще невелик, однако уже могут быть сделаны некоторые определенные выводы.
По данным Среднеазиатского отделения треста ОРГРЭС для тепловых электростанций высокого давления с блоками 150-200 МВт значения критической частоты /кР=38-45 Гц (наименьшее значение частоты соответствует блокам 150 МВт с прямоточными котлами при наличии регуляторов давления пара перед турбиной «до себя», наибольшее - блокам 200 МВт с барабанными котлами). Как показали исследования, выполненные этим отделением ОРГРЭС для блоков 150-200 МВт, длительная работа блоков с барабанными котлами на пониженной частоте без разгрузки блока вручную персоналом невозможна, поскольку будет достигнута уставка срабатывания защиты от упуска воды в барабане, и блок будет отключен. Рассчитанная на основании экспериментальных данных кривая предельно допустимого времени работы блоков 150-200 МВт с барабанными котлами при понижении частоты приведена на рис. 3-22. Для переходного процесса с изменяющейся частотой в приведена методика интегральной оценки допустимости работы блока. Исследования показывают, что если длительность переходного процесса снижения частоты не превышает 60-70 с і (что, как показано ниже, должно обеспечиваться автоматической частотной разгрузкой), блок не отключается защитами. Если переходный процесс с пониженной частотой более длителен, следует произвести оценку возможности работы блока при снижении уровня воды в барабане котла по соответствующим критериям.
Блоки с прямоточными котлами иногда работают с так называемыми регуляторами давления пара перед турбиной «до себя» (РДС), которые поддерживают постоянство давления перед турбиной путем воздействия на регулирующие клапаны турбины. Проведенные исследования показали, что при длительном снижении частоты до 45 Гц блоки с включенными регуляторами снижают мощность на 23-27%, при этом установившееся значение достигается через 2-4 мин. Поскольку давление пара перед турбиной при этом поддерживается неизменным, блок может неограниченно долго работать при пониженной частоте без каких-либо нарушений технологического режима. Однако, как показано ниже, РДС препятствует мобилизации имеющихся резервов мощности на блоке и в настоящее время согласно он должен при снижении частоты автоматически выводиться из работы. Если регулятор давления «до себя» отключен, то при снижении частоты до 45 Гц в статическом режиме через 3,5-7 мин блок снижает мощность примерно на 14%. При этом давление пара перед турбиной падает на 30-40%, что может привести к срабатыванию защиты от понижения давления. Таким образом, длительная работа с пониженной частотой для блоков с прямоточными котлами является опасной. Однако в переходных процессах с пониженной частотой, продолжающихся 30-60 с, как это обычно бывает при работе частотной разгрузки, опасного снижения давления не происходит. Поскольку, как указывалось выше, имеющийся экспериментальный материал по поведению блоков при снижении частоты еще невелик, необходимо продолжить исследования в этом направлении, особенно применительно к блокам мощностью 300 МВт и более.
Другой опасностью возникающей при снижении частоты в энергосистемах, является возможность развития «лавины напряжения», приводящей к массовому отключению потребителей, в том числе и ответственных. «Лавина напряжения» может возникнуть вследствие увеличения потребления реактивной мощности в узлах нагрузки из-за снижения частоты и уменьшения генерируемой реактивной мощности (в связи с реакцией некоторых АРВ и систем возбуждения на снижение частоты). Отключая часть менее ответственной нагрузки, можно избежать полного обесточения потребителей.
Аварийные ситуации со снижением частоты после возникновения дефицита мощности и исчерпания имеющихся свободных резервов генераторной мощности предотвращаются прежде всего отключением части потребителей. Целью отключения потребителей является предотвращение возникновения «лавины частоты» и остановки электростанций с потерей питания механизмов собственных нужд. Если сохранить электростанции в работе, электроснабжение потребителей можно восстановить достаточно быстро. Если не отключить потребителей, то их электроснабжение все равно прекратится в результате возникновения лавины частоты, но при этом все или часть электростанций будут остановлены с потерей собственных нужд, при этом для восстановления электроснабжения потребителей потребуется значительное время.
В качестве основного мероприятия, предотвращающего опасное развитие аварии при возникновении дефицита мощности, используется автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Опыт эксплуатации этих устройств в течение почти 30 лет показал их высокую эффективность. Ежегодно с помощью АЧР предотвращается несколько десятков тяжелых аварий с дефицитом мощности. Естественно, что для предотвращения снижения частоты прежде всего должны быть мобилизованы имеющиеся свободные резервы генераторной мощности электростанций. Для этого не должна допускаться работа турбин с ограничителями мощности. Быстрота действия систем регулирования скорости паротурбинных агрегатов позволяет набирать дополнительную нагрузку за доли секунды, причем, если по условиям паропроизводительности котлов нагрузка не может быть длительно сохранена, она может в дальнейшем быть ограничена по мощности котлов, однако даже кратковременное увеличение генерируемой мощности важно для уменьшения величины и длительности снижения частоты.
На гидроэлектростанциях, обладающих большей, чем у паротурбинных агрегатов, инерционностью системы регулирования, могут применяться специальные устройства ускорения набора нагрузки при понижении частоты, исключающие в этих условиях изодромный элемент регулятора скорости. На электростанциях, агрегаты которых оснащены устройствами автоматического регулирования активной мощности (АРМ), также должна исключаться возможность блокирования первичных регуляторов скорости, а при снижении частоты должна обеспечиваться возможно более полная и быстрая мобилизация имеющихся свободных резервов мощности с помощью, например, частотных корректоров.
Основные принципы выполнения аварийной разгрузки.
На первых этапах внедрения АЧР ее построение и расчеты выполнялись исходя из ориентации на работу разгрузки в основном в отдельной изолированной энергосистеме. Количество очередей и устройств разгрузки принималось небольшим, при этом мощность каждой очереди выбиралась из условия восстановления частоты в этой энергосистеме от уставки данной очереди до значения, близкого к номинальному. Одним из требований, предъявляемых к разгрузке, являлось обеспечение селективности действия очередей. В результате такого подхода мощность каждой очереди разгрузки была значительной, а ступени по частоте - большими. Изложенные принципы в условиях изолированных энергосистем были вполне удовлетворительны, а действие разгрузки эффективно.
По мере характерного для последних лет процесса объединения энергосистем увеличиваются их территориальная протяженность, установленная мощность, количество параллельно работающих электростанций. В отличие от изолированных энергосистем, особенностью крупных энергообъединений является многообразие возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности. Аварийный дефицит может охватывать самую различную территорию - район, одну энергосистему, группу энергосистем, все объединение в целом. Аварийные отключения линий электропередачи или шин узловых подстанций, приводящие к разделению энергообъединений и выделению отдельных районов, возможны в самых различных сочетаниях. Дефицит мощности может являться следствием отключения единственной связи, отключения нескольких связей из-за нарушения устойчивости электропередач, отключения части генераторов вследствие возникновения асинхронного режима в энергосистеме и т. д.
Как показывает анализ аварийных ситуаций, зачастую авария в крупном энергообъединении развивается так сложно, что заранее при расчетах бывает трудно предусмотреть такое развитие аварии. При анализе дефицитов мощности для выбора АЧР необходимо учитывать разнообразие режимов, определяемое сезоном, днями недели (рабочие, выходные, праздничные, предвыходные) , временем суток, проведением ремонтных работ на электростанциях и в сетях и т. д. Таким образом, в условиях современных крупных энергообъединений определение максимально возможных дефицитов мощности, их мест возникновения и распространения становится задачей многовариантной и в значительной степени вероятностной.
В этих условиях, как показали опыт эксплуатации и анализ системных аварий, прежние принципы выполнения АЧР, основанные на выполнении разгрузки небольшим количеством крупных по мощности очередей, оказались в целом ряде случае неэффективными. В условиях многообразия возможных аварийных ситуаций с дефицитом мощности в одних случаях после работы АЧР происходили излишнее отключение потребителей и подъем частоты выше номинальной, а в других случаях после действия АЧР не происходило необходимого подъема частоты (имело место «зависание» частоты).
Дальнейшее развитие режимных принципов выполнения АЧР применительно к объединенным энергосистемам проводилось в последние годы под руководством Е. Д. Зейлидзона и С. А. Совалова . Эти принципы претерпели существенное изменение, и поэтому их целесообразно рассмотреть более подробно.
Поскольку, как указывалось выше, вопрос анализа поведения блочных тепловых агрегатов при снижении частоты проработан еще недостаточно, на основании имеющегося опыта эксплуатации к автоматической частотной разгрузке предъявляются следующие требования: не допускается даже кратковременное снижение частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 с . Выполняемая в настоящее время разгрузка учитывает многообразие возможных аварий, различный характер их протекания (дефициты мощности, имеющие различные значения и районы распространения, разный характер реализации резервов мощности, срабатывания устройств разгрузки и т. д.). Достигается этот эффект, прежде всего, за счет большого числа очередей АЧР, ступени между которыми взяты минимальными; при этом мощность, приходящаяся на каждую очередь, существенно меньше, чем при применявшемся ранее малом числе очередей. Автоматическая частотная разгрузка разбивается на две категории: АЧР1, очереди которой отличаются только уставками по частоте (диапазон 46,5 Гц -48,5 Гц, общая уставка по времени 0,3-0,5 с, минимальная ступень по частоте 0,1 Гц), и АЧРП, очереди которой имеют общую уставку по< частоте в диапазоне 48,5-48,8 Гц и различные уставки по времени (от 5 до 60-90 с, минимальная ступень 3 с).
Рис. 3-23. Кривая изменения частоты при возникновении в энергосистеме дефицита мощности и действии АЧР.
Назначение быстродействующих очередей АЧР1- приостановить снижение частоты, цель АЧРП - восстановить частоту после действия АЧР1, ликвидировать возможно зависание частоты, а также предотвратить снижение частоты при сравнительно медленных (аварийных снижениях генерируемой мощности.
На рис. 3-23 показана кривая изменения частоты при возникновении дефицита мощности и действия АЧР. По мере снижения частоты срабатывают очереди АЧР1 со все более низкими уставками по частоте, а по мере восстановления частоты - очереди АЧРП со все большими уставками по времени. Чем больше число очередей, тем более гибкой становится вся система разгрузки. Основным достоинством такой системы разгрузки является то, что она практически является «самонастраивающейся» с точки зрения объема отключаемой нагрузки, поскольку вне зависимости от величины дефицита мощности, его распространения, характера мобилизации резерва, постоянных времени и регулирующего эффекта нагрузки по частоте и т. д. объем отключаемой нагрузки в подавляющем большинстве случаев примерно равен возникшему дефициту мощности.
Эффект «самонастройки» с точки зрения дозировки отключаемой нагрузки позволяет выбирать объем АЧР с запасом без опасения излишнего отключения потребителей. Это особенно важно в объединенных энергосистемах, где необходимость запаса диктуется следующими причинами: во-первых, величина возникающего дефицита зависит от многих факторов, имеющих вероятностный характер (как показывает анализ аварий, никогда нет гарантии, что возникший в процессе развития аварийной ситуации дефицит мощности не будет превосходить максимальный расчетный), во-вторых, во многих случаях должен быть предусмотрен запас по режимам выходных, праздничных дней и режиму ночного минимума .
При анализе схем и режимов работы энергосистем должны быть выявлены наиболее тяжелые по дефицитам мощности аварийные ситуации. При этом должны быть рассмотрены реально возможные наложения как аварийных, так и ремонтных режимов, начиная с элементарных узлов и кончая энергообъединением в целом. Объем АЧР в отдельных узлах (районах) выбирается по наиболее жесткому из требований предотвращения развития местных и общесистемных аварий. Выбранные объемы АЧР целесообразно равномерно распределять по очередям АЧР в принятых диапазонах уставок по частоте и времени. Это значительно упрощает расчеты. При отклонении от равномерного распределения желательным следует считать увеличение объема АЧР1 в области более высоких уставок по частоте.
Рис. 3-24. Различные случаи протекания аварии с дефицитом мощности.
1 - значительный дефицит мощности;
2 - повторяющееся медленное снижение частоты.
Потребителей следует подключать к АЧР с учетом их ответственности: по мере возрастания ответственности они должны присоединяться к очередям с меньшей вероятностью срабатывания (имеющим более низкие уставки по частоте АЧР1 и большие выдержки времени в АЧРН). В большинстве случаев мощности, отключаемые АЧР1 и АЧРП, приблизительно пропорциональны объемам этих категорий разгрузки. Однако при различных авариях в ряде режимов могут в разной степени срабатывать различные категории разгрузки: при авариях со значительными дефицитами мощности (рис. 3-24) срабатывают значительная доля (а в отдельных случаях и вся) АЧР1 и незначительная доля (несколько первых очередей) АЧРП, при авариях с медленным повторяющимся снижением частоты (рис. 3-24) соотношение сработавших очередей обратное. В результате этого могут иметь место случаи, когда одной категорией разгрузки будут отключены более ответственные потребители, в то время как менее ответственные потребители в другой категории разгрузки останутся в работе.
Наряду с трудностями соблюдения строгой последовательности отключения устройствами АЧР потребителей по мере возрастания их ответственности серьезные трудности в выполнении АЧР возникают также при возможности возникновения достаточно больших дефицитов (более 40-50%). В таких случаях как показано в с учетом запаса суммарный объем АЧР оказывается весьма большим и в энергосистемах возникают затруднения с выполнением такого большого объема разгрузки.
Обе эти проблемы в значительной степени снимаются при переходе от раздельного действия АЧР1 и АЧРП на отключение различных потребителей к принципу совмещения действия обеих категорий разгрузки на отключение одних и тех же потребителей. Это достигается тем, что очереди АЧР1 дополняются вторым пуском от АЧРП (рис. 3-25). При этом очереди АЧР1 с более низкими уставками по частоте совмещаются с очередями АЧРП, имеющими более высокие уставки по времени (для упрощения на рис. 3-25 принято, что выдержка времени очередей АЧР1 /ачр1 = 0). В противном случае не соблюдается порядок отключения потребителей по степени их ответственности. При таком совмещении часть очередей АЧРП, имеющих начальные уставки по времени и предназначенных для подъема частоты после действия АЧР1, следует оставлять несовмещенными, иначе при наиболее частых, отличных от максимальных дефицитах мощности (за счет того, что при действии АЧР1 будут отключены потребители, подключенные к первым очередям АЧРП), процесс восстановления частоты затянется, поскольку частота будет восстанавливаться только в результате действия последних очередей АЧРН. В случае максимального расчетного дефицита мощности полное время действия разгрузки будет определяться конечными уставками АЧРП.
Рис. 3-25. Принцип совмещения действия АЧР1 и АЧРН на отключение одних и тех же потребителей.
а - последовательность работы очередей при аварии с большим дефицитом мощности; б - последовательность работы очередей при аварии с незначительным дефицитом мощности; t1-t9 - уставки по частоте очередей АЧР1;
АЧРП - eставка по частоте очередей АЧРН. 1Х - уставка по времени
очередей АЧРП; -- совмещение очередей; X - моменты срабатывания очередей.
Совмещение действия АЧР1 и АЧРП на отключение одной и той же нагрузки позволяет гибко использовать один и тот же объем потребителей для разных категорий разгрузки при различном протекании аварии (быстрое глубокое снижение частоты, медленное нарастание дефицита мощности при каскадном развитии аварии и т. д.), т. е. несколько сократить принимаемый запас, и в то же время обеспечивает более строгую последовательность отключения потребителей по мере возрастания их ответственности.
Согласно во всех энергосистемах должен производиться постепенный переход к совмещенному принципу выполнения АЧР. Особенно важен переход к этому принципу прежде всего там, где трудно обеспечить необходимый запас в объеме разгрузки при раздельном выполнении ее категорий. Перспективным является также применение АЧР с изменяющимися во времени уставками по частоте . Обладая всеми преимуществами совмещенной разгрузки, эта система позволяет несколько уменьшить снижение частоты и ускорить ее подъем, но требует специальной аппаратуры, разработка которой ведется.
Принцип выполнения современной разгрузки с большим числом малых по мощности очередей дает возможность восстановить частоту в большинстве случаев не выше уставки по частоте АЧРП, т. е. до уровня 48,5- 48,8 Гц. Задача дальнейшего восстановления частоты возлагается на диспетчера. Для быстрой ликвидации аварийной ситуации зачастую возникает необходимость подъема частоты до ее значения, обеспечивающего ресинхронизацию района (энергосистемы) с дефицитом мощности или его автоматическую синхронизацию (АПВУС) после отключения питающей линии. Эта задача может быть эффективно решена путем автоматического повышения частоты возврата устройства АЧРП до необходимого уровня после запуска этих устройств. Широкое применение этого мероприятия, как, например, показывает опыт Латвэнерго, позволяет автоматически восстановить нормальную работу энергосистемы за 2-3 мин даже при возникновении достаточно большого дефицита.
Процесс изменения частоты в переходном режиме может быть представлен в виде суммы нескольких экспоненциальных кривых.
Установившееся отклонение частоты после действия АЧР и отключения мощности -£дЧр может быть рассчитано по формуле, Гц:
(3-20)
где /о - исходное значение частоты, Гц.
Если число очередей разгрузки велико, АЧР1 можно представить в виде непрерывной разгрузки, характеризуемой некоторым регулирующим эффектом [(плотностью) ЛдЧР1, который зависит от объема АЧР1 и предельных уставок по частоте. При равномерном распределении мощности потребителей по заданному диапазону частот ОТ верхней /в до нижней /н уставок по частоте плотность может быть рассчитана по выражению, отн. ед.:
(3-21)
где ЯАЧР1 -суммарная мощность потребителей, подключенных к АЧР1.
Приближенно, без учета времени действия устройств АЧР1 и при неизменной величине Яг установившееся после действия АЧР1 значение частоты может быть определено по формуле, Гц:
(3-22)
Действительное установившееся значение частоты до работы АЧРП будет несколько выше, а наименьшее значение в переходном процессе - ниже за счет времени действия устройств АЧР и времени действия выключателей. Эта разница будет тем больше, чем больше значение дефицита мощности и время действия АЧР. Точную зависимость /=кр(/) при большом числе очередей в настоящее время рассчитывают с помощью ЦВМ; приближенно ее можно рассчитать, группируя несколько смежных очередей в одну.
В отдельных энергосистемах или районах при возникновении значительных дефицитов мощности АЧР может оказаться неэффективной из-за резкого и глубокого снижения частоты и напряжения. В этих условиях возможно нарушение нормальной работы как электростанций, так и значительной части потребителей. Здесь можно выделить следующие аварийные ситуации:
возникновение значительного (более 40-50%) дефицита активной мощности, при наличии которого даже при действии АЧР частота снижается ниже 45 Гц;
возникновение наряду с дефицитом активной мощности значительного дефицита реактивной мощности, опасного с точки зрения «лавины напряжения». Отметим, что в этом случае определяющим не обязательно является режим с максимальным дефицитом активной мощности, сопровождающимся обычно и большим дефицитом реактивной мощности, а, например, режим с отключением ближайшего к узлу нагрузки источника питания небольшой мощности.
В энергосистемах и районах, где возможно возникновение подобных аварийных ситуаций, должны предусматриваться помимо АЧР устройства так называемой дополнительной разгрузки. Их цель - ускорение отключения потребителей и увеличение объема отключаемой нагрузки. При больших дефицитах активной мощности такую разгрузку можно выполнять или по фактору значительной скорости снижения частоты, или по другим факторам, характеризующим значительный местный дефицит мощности в данной энергосистеме (или районе) помимо изменения частоты, например по фактору отключения какого-либо элемента (агрегата, линии, трансформатора) с контролем величины и направления мощности в предшествующем режиме или без него, по фактору изменения величины или направления тока, мощности в элементах сети и т. д., возможно применение телеотключения, в том числе и циркулярного. Дополнительная разгрузка при больших дефицитах активной мощности должна иметь минимальную выдержку времени.
Допускается использовать для АЧР и дополнительной разгрузки одних и тех же потребителей. При этом объем АЧР должен быть таким, чтобы удовлетворялись требования ликвидации общесистемных дефицитов мощности, а объем дополнительной разгрузки таким, чтобы удовлетворялись требования ликвидации значительных местных дефицитов мощности.
Кроме применения устройств АЧР и дополнительной разгрузки эффективным мероприятием по ликвидации аварий со значительными дефицитами мощности является применение делительной автоматики по частоте, отделяющей электростанцию с целью сохранения ее собственных нужд от остальной энергосистемы с примерно сбалансированной нагрузкой. Делительная автоматика применяется для резервирования АЧР и дополнительной разгрузки и должна устанавливаться на всех тепловых электростанциях, для которых она может быть выполнена по условиям работы (схема электростанций, ее положение в сети, теплофикационный режим и т. д.). Кроме того, такая делительная автоматика в ряде случаев может заменять дополнительную разгрузку, в частности, если выполнение дополнительной разгрузки связано с большими трудностями (потребитель сильно рассредоточен по энергосистеме, нет возможности быстро отключить крупную подстанцию из-за ответственных потребителей и т. д.); если по каким-то причинам временно имеет место недостаточный объем разгрузки; если нагрузка, питание которой сохраняется, имеет высокую степень ответственности, а нагрузка, отключаемая действием обычной АЧР до или после отделения электростанции, менее ответственна.
Делительную автоматику по частоте следует согласно выполнять с двумя пусковыми органами: одним - с частотой срабатывания 45-45,5 Гц и временем срабатывания 0,5 с, и другим - с частотой срабатывания около 47 Гц и временем срабатывания 30-40 с. В отдельных случаях, в частности при недостаточном объеме разгрузки, допускается принимать уставки делительной автоматики по частоте равными 46,5-47,5 Гц и по времени не более 1 с, т. е. допускать ее неселективное по отношению к АЧР действие.
Следует особо указать на важность установки делительной автоматики по частоте, фактически являющейся последним автоматическим средством, позволяющим сохранить в работе электрические станции. Как показывает опыт эксплуатации, ряд аварий с дефицитом мощности закончился остановкой электростанций с потерей ими собственных нужд именно из-за отсутствия или неправильного выбора уставок делительной автоматики по частоте. В качестве примера можно привести аварию, описанную в гл. 1 (см. рис. 1-4), закончившуюся полным погашением района в значительной степени из-за того, что на двух из трех работавших тепловых электростанций делительная автоматика по частоте совсем отсутствовала, а на третьей имела выдержку времени 11 с, т. е. отделение станции произошло уже при очень низком значении частоты и не могло предотвратить ее полную остановку.
Некоторые особенности работы тепловых электростанций при авариях с понижением частоты.
В настоящее время основная часть мощности вырабатывается на тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 150, 200, 300 МВт, а в будущем намечается широкое использование блоков 500 и 800 МВт. С ростом доли энергоблоков в общей мощности энергосистем и расширением их регулировочного диапазона в часы не максимальной нагрузки возможно появление значительных резервов мощности. При возникновении аварийной ситуации и снижении частоты этот резерв мог бы быть реализован и частота в энергосистеме восстановлена. Однако процесс мобилизации мощности тепловых электростанций существенно зависит от вида автоматики регулирования этих станций . В ряде случаев этот резерв реализовать не удается. Автоматической мобилизации резерва при аварийном снижении частоты препятствуют:
работа энергоблоков с регуляторами давления пара «до себя» (РДС). Эти регуляторы при изменении давления пара перед турбиной воздействуют через механизм изменения числа оборотов на регулирующие клапаны турбины до тех пор, пока давление не восстановится до номинального значения. При снижении частоты в первый момент блок, работающий с резервом, набирает мощность, давление перед турбиной снижается и регулятор «до себя», воздействуя на регулирующие клапаны турбины, снижает мощность блока, препятствуя мобилизации резерва, до тех пор, пока не восстановится номинальное давление перед турбиной. Таким образом, РДС блокируют действие регуляторов скорости турбин*. Такие регуляторы были включены на многих блоках с прямоточными котлами;
* Аналогично регуляторы «до себя» препятствуют автоматической разгрузке турбин при повышении частоты.
работа энергоблоков на скользящем давлении при всех полностью открытых клапанах турбины. Такие блоки не реагируют на колебания частоты в сети, их мощность изменяется не за счет открытия клапанов турбины, а за счет изменения параметров пара;
наличие на блоках устройств автоматического регулирования мощности (АРМ) без частотных корректоров, что приводит к блокировке действия регуляторов скорости турбин;
работа энергоблоков с ограничителями мощности.
По этим причинам в ряде энергосистем имели место случаи отключения части потребителей устройствами АЧР при наличии на тепловых электростанциях резерва мощности, достаточного для предотвращения снижения частоты до уставок первых очередей АЧР.
В качестве примера может быть рассмотрено явление, которое впервые было экспериментально обнаружено ОДУ Северо-Запада и НИИПТ . Три энергосистемы отделились от ОЭС с небольшим дефицитом мощности, в результате чего частота первоначально снизилась с 50 до 49,3 Гц (рис. 3-26,а). На двух электростанциях в отделившихся энергосистемах имелся достаточный резерв мощности, в основном, на энергоблоках с прямоточными котлами, при этом четыре энергоблока 150 МВт и один энергоблок 300 МВт этих ГРЭС работали с регуляторами давления «до себя». 
Рис. 3-26. Изменение частоты (а), давления острого пара перед турбиной (б) и мощности энергоблока (в) при возникновении дефицита мощности (регулятор давления «до себя» включен).
Вначале блоки в результате действия регуляторов скорости набрали нагрузку (рис. 3-26,в), а затем регуляторы «до себя» в течение 30- 60 с разгрузили их до уровня ниже предаварийного. Это привело к снижению частоты до 47,8 Гц (рис. 3-26,а), в результате чего действием АЧРИ были отключены потребители суммарной мощностью 270 МВт, хотя в предаварийном режиме резерв приблизительно вдвое превосходил эту величину. Таким образом, действие регуляторов воспрепятствовало мобилизации резерва и, кроме того, привело к развитию аварийной ситуации. К подобным последствиям могут приводить и работа энергоблоков на скользящем давлении при полностью открытых клапанах турбин и при наличии устройств АРМ без частотной коррекции.
В настоящее время работа турбин на скользящем давлении допускается только при полностью открытых четырех клапанах , что сохраняет возможность приема нагрузки блоком (хотя и незначительной) при снижении частоты. Условия включения ограничителей мощности и АРМ регламентированы . Включение регулятора давления «до себя» допускается в виде исключения при неустойчивом режиме на котле для поддержания в нормальных режимах номинального давления пара перед турбиной на энергоблоках с пылеугольными прямоточными котлами. На остальных энергоблоках с пылеугольными и газомазутными котлами регуляторы «до себя» должны быть переведены в стерегущий режим (т. е. с зоной нечувствительности по давлению). При этом регуляторы «до себя» должны при авариях с повышением и понижением частоты автоматически выводиться из работы .
Проблема автоматической мобилизации резерва мощности на энергоблоках современных крупных тепловых электростанций с высокими и сверхвысокими параметрами пара может быть решена с помощью так называемых главных регуляторов котла, т. е. регуляторов, воздействующих при изменении режимных параметров на изменение расхода топлива, подаваемого в котел. Такой регулятор при снижении давления пара перед турбиной в результате снижения частоты и действия регулятора скорости увеличивает подачу топлива в котел и соответственно мощность турбины до тех пор, пока давление не восстановится до нормального.
Б предписывается произвести на всех блочных тепловых электростанциях наладку и ввести в работу главные регуляторы или другие более совершенные устройства авторегулирования, обеспечивающие работу котла в регулировочном режиме.
Проведенные в тресте ОРГРЭС испытания выявили большие возможности восприятия набросов нагрузки энергоблоками , которые не используются при работе с регуляторами «до себя» или при работе на скользящем давлении при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины. Являясь важным средством мобилизации резерва мощности тепловых электростанций, главный регулятор также существенно снижает время выхода блока на новую установившуюся нагрузку (рис. 3-27). Отметим при этом, что эффективная работа главного регулятора возможна только при хорошей работе всей системы регулирования котла и котельной автоматики.
В ряде энергорайонов с дефицитом мощности, в состав которых входят ТЭЦ (это относится в первую очередь к нефтеперерабатывающей, металлургической и химической промышленности), при авариях, сопровождавшихся понижением частоты, наблюдались следующие явления. В процессе ликвидации аварийной ситуации потребители, отключенные АЧР, прекращали одновременно потребление тепловой нагрузки (пара). 
Рис. 3-27. Изменение нагрузки турбины при воздействии через главный регулятор. Блок 300 МВт Костромской ГРЭС (котел ТГМП-114, турбина К-300-240 Л М3). Исходная нагрузка 160 МВт (данные ОРГРЭС).
1 - без воздействия на котел, наброс 20% номинальной мощности; 2 - с воздействием на котел через главный регулятор, наброс 33% номинальной мощности.
Снижение тепловой нагрузки ТЭЦ в свою очередь снижало ее электрическую мощность. Таким образом, отключение части потребителей электроэнергии в результате действия АЧР в конечном итоге еще больше увеличило возникший дефицит мощности. По данным ОРГРЭС отключение некоторых видов нагрузки, потребляющей также и пар, может иногда приводить к снижению мощности ТЭЦ на величину, в 3-5 раз превышающую мощность отключенной нагрузки. Этот вопрос для ряда энергосистем (Башкирэнерго, Татэнерго, Кузбассэнерго и др.) является весьма острым.
Эту проблему можно решить увеличением числа устройств АЧР, установкой их непосредственно у потребителей (а не на крупных питающих линиях) и отключением большого числа мелких по мощности потребителей, не связанных с потреблением пара. В целом эта задача требует более детальной проработки, изучения технологии потребителей и т. д. Работа в этом направлении проводится в настоящее время трестом ОРГРЭС и рядом энергосистем.