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
Минэнерго планирует принять новую модель развития рынка электроэнергии. Активнее всего обсуждается так называемая модель двусторонних договоров, предложенная Юрием Удальцовым. Руководитель Энергетического центра Сколково ГРИГОРИЙ ВЫГОН рассказал корреспонденту "Ъ" о преобразованиях на оптовом рынке электроэнергии и мощности, возможных в результате принятия этой модели.
— От каких недостатков действующей модели рынка электроэнергетики планируется уйти, приняв новую модель?
— Основная проблема действующей модели, появившаяся еще в начале реформирования, когда приватизировали РАО ЕЭС, заключалась в том, что государство ввели в заблуждение по прогнозам потребления электроэнергии. Были заложены слишком высокие темпы роста потребления электроэнергии, и под эти темпы разрабатывались механизмы привлечения инвестиций для строительства новых станций.
Станции стали строить в рамках механизма договоров на предоставление мощности (ДПМ), когда инвестор возвращает вложения с процентами за счет потребителей мощности. То есть избыточные дорогие мощности, которые оказались просто не нужны, легли на потребителя. В этом, на мой взгляд, основной недостаток действующей модели.
— Минэнерго собирается утвердить модель двусторонних договоров Юрия Удальцова. Чем она может быть выгодна в сложившейся ситуации?
— Новая модель будет выгодна прежде всего потребителям электроэнергии, для которых конечная цена должна снизиться.
— Генерирующие компании собираются добиваться пересмотра этой модели: они считают, что вариант Минэнерго приведет к невосполнимому дефициту мощности через пять лет.
— У нас сложился избыток мощности, а с учетом надвигающегося экономического спада он только увеличится. К тому же есть распределенная генерация, люди активно строятся без всяких ДПМ. За период 2009-2012 годов объем введенных мощностей распределенной генерации вместе с проектами "Росатома" и "РусГидро" сопоставим с объемами в рамках ДПМ. Так что риск возникновения дефицита генерирующих мощностей в среднесрочной перспективе минимален.
Генераторы так заявляют потому, что боятся падения цен: если плата за мощность исчезнет, то многие генераторы просто понесут убытки. С другой стороны, сейчас, понимая, что затраты на строительство в рамках ДПМ переложатся на потребителей, компании не заинтересованы в том, чтобы строить дешево.
При угрозе дефицита мощности, если рост спроса не будет покрываться строительством генерации в соответствии с двусторонними договорами, Удальцов предлагает конкурентный механизм строительства генерирующих мощностей. Его идея в том, что отбирают тех, кто может построить дешевле. В этом плане этот механизм может быть хорошей альтернативой ДПМ. Вместе с распределенной генерацией он позволит избежать дефицита мощностей в будущем.
— Каковы риски перехода на новую модель?
— Нет никаких проблем с тем, чтобы постепенно перевести оптовый рынок преимущественно на прямые договоры. Другое дело, как этот механизм будет реализовываться на практике. Возможно, государство директивно обяжет гарантирующих поставщиков (ГП) покупать определенный объем электроэнергии и мощности в рамках договоров, и это может создать ряд проблем.
Например, если сегодня генерирующая компания спокойно получает плату за мощность, а завтра придет к ней ГП и скажет: "Я тут с соседним генератором заключил договор, давай с тобой такой же заключим либо иди на РСВ". Интересно, как будет происходить такой процесс переговоров — я думаю, появится дополнительная работа для ФАС. У нас же толком не сложился рынок сбытовых компаний — ГП, по сути, монополисты. Модель Удальцова предполагает введение слепого аукциона для ГП на заключение договоров, но проконтролировать его чистоту — непростая задача.
По всей видимости, на прямые договоры в первую очередь уйдут те генераторы, у которых наиболее дешевые электроэнергия и мощность, и они будут обеспечивать себе максимально высокую загрузку, на РСВ останутся самые дорогие.
В каком объеме будут заключаться прямые договоры и на каких условиях, никто сегодня четко не представляет. Государство может сказать генераторам; "Заключайте договор с ГП". Если дальше оно скажет: "Заключайте договор по такой-то цене", то это будет опять нерыночная модель. Собственно, еще одно из опасений генераторов заключается в том, что государство будет диктовать, кому, с кем, по какой цене начать заключать договоры. То есть тут не столько сутевая претензия к модели — просто никто не понимает, как это будет реализовано.
— При переходе на договоры мощность и энергия останутся раздельными товарами?
— Пока предполагается, что останутся, по крайней мере, рынок "на сутки вперед" точно никуда не денется. Другое дело, что рынок мощности перестанет быть самостоятельным рынком наряду с рынком электроэнергии. Если рынок мощности все же исчезнет, то цена на РСВ будет частично учитывать условно-постоянные затраты, которые сегодня компенсируются платой за мощность. Может сложиться ситуация — в принципе на конкурентном рынке при переизбытке мощностей она вполне естественна, когда цена на электроэнергию упадет практически до уровня условно-переменных затрат замыкающего производителя.
— Почему предпочтение отдается именно модели Юрия Удальцова?
— Все остальные модели значительно меньше проработаны. То, что генераторы ДПМ-штрих сейчас предлагают,— это некая модификация существующей модели, она сопровождается всеми родовыми травмами ДПМ, и избавиться от них в ее рамках невозможно. Ну и, видимо, у нас не так много людей в стране, которые достаточно хорошо разбираются в том, как работает электроэнергетика. Надо сказать, что в принципе идее модели двусторонних договоров уже несколько лет, ее довольно давно обсуждали на концептуальном уровне.
— Вы лично считаете, будет государство жестко регулировать рынок при новой модели?
— Конечно, будет: электроэнергетика — это же одна из ключевых отраслей. Государство регулирует цену на газ, а цена электроэнергии социально значима и определяет уровень конкурентоспособности российской экономики.
Возможно, будут устанавливать ценовые потолки, чтобы не было резких скачков в пиковый сезон. Эффективность рынка электроэнергии под вопросом, причем не только в России, но и во всех остальных странах, где он давно существует.
В принципе в модели Удальцова такой потолок заложен через балансирующий рынок мощности. Предполагается, что он будет определяться регулирующими органами ценой строительства новой генерации на год вперед. Если государство сможет регулировать рынок таким образом, через установление правил, это будет хорошо. Главное, что это позволит действовать конкурентным механизмам. Если же это будет директивное установление с конкретными параметрами, тогда мы, может быть, и дефицит мощности еще получим. Правда, не через пять лет, а попозже.
К вопросу о государственном регулировании электроэнергетики — замечу, что обсуждаемая модель оптового рынка не касается таких важнейших вещей, как перекрестное субсидирование, регулирование сетей, реформа рынка тепла. Эти темы не относятся непосредственно к модели оптового рынка, но если они будут оставаться нерешенными, то никакое изменение модели рынка не поможет исправить ситуацию в электроэнергетике. Например, именно завышенная сетевая составляющая заставляет потребителей задумываться об автономном электроснабжении. Абсурдная ситуация на рынке тепла, когда когенерация оказывается менее выгодной, чем производство тепла на котельных, приводит к убыткам ТЭЦ и искажениям цен на электроэнергию. Наряду с обсуждением изменения модели рынка именно на этих вопросах надо сконцентрироваться всем: и государству, и разработчикам модели, и генерирующим компаниям, и потребителям.
— Недовольные моделью Юрия Удальцова генерирующие компании смогут добиться ее пересмотра? К ним будут прислушиваться?
— К ним однозначно должны прислушаться, как и ко всем остальным игрокам. Здесь вопрос в аргументации. Сейчас мы не видим открытой дискуссии, последствия перехода на новую модель не просчитаны. Мы как раз планируем организовать такую дискуссию на площадке Сколково, поскольку считаем, что публичное обсуждении новой модели крайне важно для обеспечения прозрачности правил для всех игроков. Электроэнергетика — капиталоемкая отрасль, ее надо на много лет вперед прогнозировать.
Вообще, практика показывает, что нормотворчество в электроэнергетике работает очень плохо. Вот эти вот постановления, которые вступали в силу задним числом и вся отрасль ждала, когда же их наконец опубликуют, потом в них вносились десятки поправок в течение очень короткого промежутка времени (достаточно сказать, что за четыре года — с 2009-го по 2012-й — в правила оптового рынка было внесено 30 поправок, то есть примерно один раз в полтора месяца). Это говорит о том, что реально в электроэнергетике все очень плохо продумывается, планируется и реализуется.
— Это кадровые проблемы?
— Преимущественно — да. Притом что есть организации, которые строят безумно сложные модели, по факту сегодня практически для всех очередная реформа непонятна.
Беседовал Илья Арзуманов
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.
Функция эластичности оказывает непосредственное влияние на функцию оборота или валовой выручки, изображенной на том же рисунке. Отсюда хорошо видно, что в зависимости от характера насыщаемости рынка объем или интенсивность производства, а значит и потребления, будет зависеть от политики в области сбыта, в том числе и помощи со стороны государства или других финансовых органов. Поэтому, чем меньше эластичность спроса от цены целевого продукта, тем больше вправо сдвинуто максимальное значение показателя валовой выручки и, следовательно, тем больший объем целевой продукции можно реализовать в рамках данного единичного организационно-экономического преобразования.
Предположим, что оценена некоторая функция эластичности и в соответствии с ней определена функция оборота (см. Рис. 3.1.1.) . Тогда, по крайней мере в первом приближении, можно брать значение интенсивности выпуска конечной продукции как такое, которое соответствует максимальному значению валового оборота. Обозначим это значение Qo, и будем рассматривать его как оценку мощности единичного организационно-экономического преобразования. Это предварительная оценка, соответствующая принятой функции эластичности. Очевидно, этот же показатель должен соответствовать и производственным мощностям всех звеньев преобразователей, представленных на рисунках 2.2.5. Теперь можно подойти к задаче определения типа рыночных связей и к оценке степени монопольности вершин графа структурных преобразований.
Предположим, что рассматривается некоторая вершина графов рисунка 2.2.5. Как видно, она может включать одно звено (монопольное преобразование) или содержать несколько возможных производственных единиц, составляя формально дуополию, олигополию или совершенную конкуренцию. Естественно, что количество возможных предприятий играет существенную роль при формировании типа рыночных связей. Однако не только это. Не меньшее, если не большее, значение приобретает соотношение мощностей преобразователей и мощности Qo. Следующий анализ поясняет это.
Обозначим Qi мощность i -го преобразователя. Она определяется количеством продукции i –го наименования, которое можно на нем произвести. Если она сосредоточена на одном предприятии, то есть имеет место монопольное производство, причем это относится к любым звеньям, то связь между Qo и Qi определяется через коэффициент материальных затрат, обозначаемый ai. Коэффициент аi характеризует затраты продукции i -го преобразователя на единицу конечной продукции и является затратным нормативным показателем. Оптимальный объем конечного (целевого) продукта равен Qo . Следовательно, оптимальная потребность в продукции i -го производства определяется из равенства Qo = Qi *аi. Если i-ое преобразование включает в себя несколько предприятий, то их суммарная мощность Qi равна S Qij, где Qij - предельные возможности j -го предприятия по реализации продукции i -ой вершины графа. Естественно, что суммирование осуществляется по j. Итак, два фактора определяют тип рыночных отношений: концентрация мощностей i-го преобразователя (одно, два, множество предприятий) и соотношения мощностей Qo и Qi. Их различные сочетания и подлежат анализу.
Начнем с первого звена. Договоримся считать первое звено конечным производством. Иными словами, это те вершины графа 2.2.5., которые осуществляют производство и реализацию продукции целевого назначения единичного организационно-экономического преобразования. Предположим, что первое звено предcтавляет собой совокупность предприятий. Ясно, что в этом случае можно формально утверждать о том, что имеет место конкурентное производство. Однако и в этом случае возможны два варианта:
Qo > S Qij ; 2) Qo < S Qij
Первый вариант характеризуется дефицитом мощностей i -ой вершины графа. Следовательно, рано или поздно, независимо от наличия конкуренции, цена на целевой продукт начнет возрастать. Это означает, что Qo будет иметь тенденцию к уменьшению и мощности выпускающего целевой продукт звена окажутся недозагруженными. Согласно рисунку 3.1.1. вершина функции оборота (максимума валовой выручки) будет перемещаться влево, то есть спрос и предложение выровняются, но уже при более высокой цене продукции. Отсюда начинается более тонкая проблема анализа. Действительно, при росте цены следует ожидать сокращения валовой выручки. Возникает вопрос, в какой степени это отразится на прибыльности анализируемого звена. Его решение зависит от производственных издержек в данном звене. На рис. 3.1.1. б) показаны издержки производства, наложенные на функцию оборота. Разность между валовой выручкой и издержками производства определяет прибыль, которая формируется в анализируемом звене, то есть в том, где осуществляется выпуск конечной продукции ЕЭОП. Как можно видеть, эта прибыль также зависит от масштаба производства или ожидаемого уровня потребления данной целевой продукции. Для ясности на рис. 3.1.1.в) показана функция прибыли, соответствующая заданной функции спроса, эластичности и оборота. Очевидно, что производство невозможно на уровне меньшем, чем Qmin и большем, чем Qmax. В этом диапазоне, при естественном рыночном развитии, может изменяться производство. Если имеет место совершенная конкуренция, то производство будет тяготеть к уровню Qmax. В случае монополии уровень производства должен остановиться на значении Qп, при котором максимизируется прибыль. Однако рассматриваемый нами случай может привести к тому, что дефицит мощностей остановит производство на уровне, меньшем, чем Qп. При этом Qп < Qo. Для этого есть более строгое доказательство, основанное на теории предельного анализа .
Итак, если S Qij < Qo, то независимо от типа конкуренции имеет место дефицит мощностей i - го звена, а само это звено следует рассматривать как узкое место единичного организационно-экономического преобразования. Если это условие справедливо для всех технологических преобразований, то, естественно, узким местом будет такое звено, для которого разность Qo - S Qij принимает максимальное значение. Это означает, что мощностей для реализации единичного преобразования недостаточно, так как их расширение приведет к росту прибыли, а, следовательно, и эффективности производства.
Конкуренция в каждом узле графа, кроме 1-го, сама по себе, не сможет решить проблему дефицита мощностей. Однако она сможет стимулировать снижение цен промежуточных продуктов, а, следовательно, и издержки производства целевого конечного продукта ЕОЭП. Поэтому, даже в этом случае, введение конкуренции желательно, потому что оно обеспечит более надежный рынок сбыта целевого продукта и возможность иметь дополнительную прибыль для развития производства и расширения его узких мест. В условиях естественного развития возможность получения дополнительной прибыли приводит к росту капиталовложений в данное направление, а следовательно и к расширению масштаба производства, потребления и снижению цен на данный вид продукции. Если производства, составляющие граф ЕОЭП будут работать в условиях конкурентной рыночной среды, то за счет накапливаемой прибыли, даже если это происходит в монопольном звене, создаются естественные предпосылки для расширения производства до уровня Qo. Как следствие этого утверждения, автором отмечается следующее. При данном условии, в частности, когда S Qij < Qo, не исключено, что для первого звена монополия была бы более эффективна, чем конкурентный рынок, а кроме того, концентрация производства на одном предприятии могла бы привести к сокращению издержек производства и, следовательно, к росту прибыли.
Страница 18 из 35
3-5. Обеспечение устойчивости энергосистем с дефицитом мощности после их отделения от энергообъединения
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.
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.
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.
