Реальная современная электрическая система содержит большое количество параллельно работающих станций. Турбины каждой из них снабжены статическими регуляторами скорости. Осуществляя вторичное регулирование на некоторых из станций системы, можно получить эффект астатического регулирования.
Наиболее просто вторичное регулирование осуществляется с помощью одной из станций. Метод такого регулирования называется методом ведущей (частотной) станции. Суть метода – весь небаланс активной мощности в системе, вызывающий изменение частоты, ликвидируется одной электростанцией, тогда как остальные станции продолжают нести нагрузку, первоначально заданную им и соответствующую условиям экономического распределения мощностей для данного момента времени.
При снижении частоты на турбинах станции, ведущей частоту в системе, действие регулятора частоты приводит к увеличению выдаваемой ими мощности. Генераторы этой станции забирают на себя ту дополнительную нагрузку, которая определила снижение частоты. При повышении частоты агрегаты частотной станции под влиянием регулятора частоты разгружаются настолько, чтобы небаланс мощности был ликвидирован.
Установленная мощность частотной станции определяется теми наибольшими возможными внезапными изменениями нагрузки, которые в данной системе могут вызвать максимальные мгновенные изменения частоты. В небольших системах для этих целей может хватить одного агрегата, в крупных могут потребоваться все генераторы ведущей станции.
Помимо достаточной установленной мощности, частотные генераторы и станции должны обладать достаточным регулировочным диапазоном – пределами, в которых возможно быстрое изменение мощности, выдаваемой электрической станцией или генератором.
На ТЭС они определяются условиями работы и котельных агрегатов, и турбин.
Наибольшие ограничения связаны с работой котлов, которые обычно не допускают снижения нагрузки ниже 60% номинальной (опасность погасания факела пылеугольных топок и опасность нарушения циркуляции из-за неравномерного обогрева отдельных участков котла при уменьшении интенсивности горения).
Нижняя граница регулировочного диапазона турбин обычно 20-30% от номинальной мощности (опасность недопустимых температурных перенапряжений и повреждения машины). Диапазон паровых турбин ограничивается, отчасти, режимом работы конденсаторов.
Регулировочный диапазон ТЭС ограничен, поэтому в качестве станций, ведущих частоту, выбирают тепловые станции, чья мощность в 2-3 раза превосходит величину наибольшего возможного наброса или сброса нагрузки в данной ЭЭС.
Целесообразность использования той или иной тепловой станции, при достаточной её мощности, в качестве ведущей частоту определяется:
1) типом установленных турбин (лучше конденсационные – больше диапазон, лучше экономические показатели);
2) видом топлива (лучше газообразное топливо);
3) расположением станции в системе (обычно оптимально расположение в центре нагрузок – min ограничения по статической устойчивости, min потери при передаче электроэнергии, min ограничения по пропускной способности ЛЭП).
Регулировочный диапазон ГЭС практически близок к их установленной мощности. Поэтому мощность ГЭС, используемых для регулирования частоты, может быть значительно меньше мощности ТЭС в условиях одной и той же ЭЭС.
Изменение в широких пределах мощности агрегатов ведущих станций при регулировании частоты предъявляет к ним требование сохранения высокого КПД во всём диапазоне регулирования.
Если для регулирования частоты недостаточно одного агрегата, возникает задача распределения мощности между генераторами ведущей станции. Во всех случаях это должно выполняться в соответствии с расходными характеристиками для осуществления наиболее экономного расхода топлива.
Расходные характеристики представляют собой зависимости вида:
 ,
|
где 
- удельный расход топлива (г.у.т.) на выработку 1 кВт·ч электрической и (или) тепловой энергии при некоторой величине отбора мощности от установки;
- общая мощность, снимаемая с энергетического объекта.
В электроэнергетике построение расходных характеристик производится в обязательном порядке для отдельных агрегатов и электрических станций в целом.
Характеристики представляют собой семейство кривых, принципиальный вид которых показан на рис.2.6.
|
| Рис. 2.6. Расходные характеристики тепловой электростанции на органическом топливе |
Расходные характеристики учитывают сезонность работы оборудования и различные тепловые режимы работы станции.
Построение характеристик – задача весьма сложная. В реальных условиях характеристики рассчитывают в специальном отделе московского института Теплоэлектропроект (ТЭП).
При автоматическом регулировании частоты, помимо собственно регулятора частоты АРЧ, ведущая станция оснащается устройством автоматического распределения активной нагрузки между генераторами частотной станции (УРАН – устройство регулирования активной нагрузки).
Интенсивный рост мощности современных ЭЭС привёл к тому, что в некоторых случаях для успешного регулирования частоты не хватает мощности даже весьма крупных станций. В этих случаях, помимо ведущих станций, к регулированию привлекаются другие, меняющие свой режим работы по указанию диспетчера, с обязательным учётом требований экономичности нового режима.
В отдельных случаях для некоторых электростанций может задаваться так называемый "скользящий график" (рис. 2.7), который для каждого времени суток определяет два режима работы – соответствующие:
1) повышению и
2) понижению частоты в системе.
|
| Рис. 2.7. Суточный режим несения мощности электрической станцией, работающей по "скользящему графику" |
Режим ведётся персоналом станции по показаниям частотомера без получения дополнительных распоряжений диспетчера системы. Оставшийся небаланс ликвидируется частотной станцией. Участие нескольких электростанций в подобном регулировании требует предварительных расчётов и анализа.
Дополнительные требования учитываются при осуществлении регулирования частоты в объединённых ЭЭС.
При создании ОЭЭС отдельные электростанции связываются между собой линиями электропередачи. Во многих случаях пропускная способность этих передач при большой мощности ЭЭС оказывается меньше возможных набросов мощности. В этих условиях частота должна регулироваться с учётом дополнительного требования такого распределения нагрузки между частотными станциями отдельных систем, входящих в объединение, которое бы не могло вызвать перегрузки линий, связывающих системы, и привести к нарушению статической устойчивости.
Рассмотрим условную схему объединённой системы, показанную на
рис. 2.8. Пусть регулирование частоты может осуществляться двумя частотными станциями, расположенными в разных системах. Считаем, что в некотором установившемся режиме обменная мощность 
передаётся из второй ЭЭС в первую.
Рассмотрим ситуацию, когда изменение частоты в объединённой ЭЭС происходит вследствие наброса нагрузки величиной 
в ЭЭС1.
|
| Рис. 2.8. Объединенная энергосистема, состоящая из двух региональных энергосистем |
При появлении небаланса активной мощности и снижении частоты в действие приходят первичные регуляторы на генераторах в обеих ЭЭС. В результате этого снижение частоты ограничилось величиной 
, причём изменилась обменная мощность:
 - переток с учётом первичного регулирования.
|
Вторичное регулирование может осуществляться в нескольких вариантах.
Попытка восстановить частоту с помощью ведущей станции ЭЭС2 приведёт к дальнейшему увеличению мощности перетока до величины:
|
где - величина наброса мощности;
- увеличение мощности генераторов ЭЭС 1 при первичном регулировании.
Мощность 
может превосходить предельно допустимое значение по условиям устойчивости. В этом случае произойдёт аварийное отключение ЛЭП связи и системы перейдут на раздельную работу. При этом в ЭЭС1 может иметь место тяжелейшая системная авария, если там отсутствует достаточный резерв мощности.
В рассматриваемом примере аварийная ситуация исключается в случае вторичного регулирования с помощью ведущей станции ЭЭС1.
Именно такой подход и должен реализовываться на практике. Если же мощности ведущей станции ЭЭС, где произошёл наброс мощности, не хватает (или этот режим не экономичен), привлекают ведущие станции других систем, контролируя при этом перетоки мощности.
Опасные последствия значительных снижений частоты, в частности нарушение нормальной работы оборудования электростанций, заставляют в случаях глубоких дефицитов мощности и снижения частоты применять аварийную разгрузку системы по частоте.
Целью такой разгрузки является восстановление баланса активных мощностей путём уменьшения мощности, потребляемой нагрузкой. Аварийная разгрузка по частоте (АЧР) заключается в отключении части потребителей при уменьшении частоты в системе ниже определённой границы на определённое время и осуществляется средствами системной автоматики.
Для снижения ущерба, нанесенного потребителям от вынужденного отключения, действие системы АЧР реализуется по очередям, число которых, границы по частоте и длительности снижения частоты, выбираются в зависимости от конкретных условий работы системы. До потребителя доводятся в качестве одного из пунктов договора на пользование электроэнергией сведения о числе и параметрах очередей, участие в которых для него обязательно.
В некоторых случаях АЧР выполняется с устройством АПВ потребителей после восстановления частоты.
