Частота электрического тока является одним из ключевых параметров режима работы энергосистемы и важнейшим показателем качества электроэнергии, а значение частоты отражает баланс между вырабатываемой и потребляемой активной мощности в энергосистеме. Отклонение частоты от номинального уровня (50 Гц в Единой энергетической системе России) свидетельствует о нарушении этого баланса: избыток генерации приводит к росту частоты в энергосистеме, а дефицит генерации приводит к снижению частоты в энергосистеме. Частота в энергосистеме поддерживается в допустимых пределах, установленных ГОСТ 32144–2013 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»: частота в синхронизированных системах электроснабжения должна находиться в диапазоне 50,0 ± 0,2 Гц в течение 95 % времени интервала в одну неделю, но при этом она не должна выходить за предельно допустимые границы 50,0 ± 0,4 Гц. В то же время в Единой энергетической системе России в нормальном режиме работы с учётом требований системного оператора допустимые отклонения частоты могут быть ограничены более узкими пределами: в установившемся режиме при работе автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (АВРЧМ) отклонение частоты не должно превышать ±0,05 Гц. Эти повышенные требования установлены стандартом АО «СО ЕЭС» 153-34.20.501-2021 «Технические требования к электрическим станциям и сетям Единой энергетической системы», который определяет условия функционирования генерирующего оборудования, систем управления и регулирования в целях обеспечения надёжности и устойчивости ЕЭС России. Данный стандарт устанавливает более строгие, чем в ГОСТ 32144–2013, оперативные нормы качества частоты для участников оптового рынка электроэнергии и мощности, подключённых к ЕЭС.
Поддержание частоты на уровне, близком к номинальному (50 Гц), обеспечивает максимальную экономичность работы энергетического оборудования и наибольший запас надёжности функционирования всей энергосистемы. Частота электрического тока является единым параметром для всей синхронно работающей энергосистемы, и её отклонения существенно влияют на процессы, протекающие в энергетическом оборудовании и сетях. При изменении частоты нарушаются режимы работы энергетического оборудования: турбины и вспомогательные механизмы электростанций начинают испытывать повышенные вибрации и ускоренный износ из-за отклонения частоты вращения от номинальных значений. Кроме того, потребляемая активная мощность сама зависит от частоты — изменяется производительность промышленных механизмов, насосов, вентиляторов и другого оборудования, включая механизмы собственных нужд электростанций. Критические отклонения частоты вниз могут спровоцировать лавинообразный процесс — так называемую «лавину частоты», при которой последовательное отключение генерирующих мощностей приводит к дальнейшему падению частоты и, в конечном счёте, к системному коллапсу. При этом изменение частоты распространяется по энергосистеме не мгновенно, а с определённой скоростью, имея волновой характер, что особенно заметно в крупных и протяжённых энергообъединениях.
Регулирование частоты электрического тока и перетоков активной мощности в Единой энергетической системе России осуществляется в соответствии с действующей нормативно-технической базой, в первую очередь со стандартом СТО 59012820.27.100.003-2012 «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования». Для поддержания частоты в допустимых пределах в энергосистеме России реализована многоуровневая система регулирования, включающая три взаимосвязанных уровня: первичное, вторичное и третичное регулирование. Каждый уровень выполняет свою функциональную задачу, действует в определённых временных рамках и реализуется с использованием специализированных технических средств и управляющих алгоритмов.
Рисунок 1. Регулирование частоты в Единой энергетической системе России
График иллюстрирует три этапа восстановления частоты f после возмущения (например, отключения генератора или резкого увеличения нагрузки) в зависимости от времени (в минутах). На графике показаны три зоны регулирования: без регулирования и с учетом первичного и вторичного регулирования.
Зона I (0–5 мин): Первичное регулирование ограничивает максимальное отклонение частоты (∆fмакс) и снижает его до безопасного уровня (∆fпр). По факту отклонения частоты от номинального значения возникает немедленная реакция системы регулирования объекта генерации.
Зона II (5–15 мин): Вторичное регулирование постепенно восстанавливает частоту в сети до номинального значения f0.
Зона III (после 15 мин): Третичное регулирование восстанавливает истраченный резерв мощности потраченный на первичное и вторичное регулирование.
Рассмотрим поэтапно процесс регулирования частоты в ЕЭС России после возникновения в энергообъединении внезапного дефицита активной мощности.
П.1. Первичное регулирование частоты (ПРЧ)
Первичное регулирование — это самое быстродействующее звено, реализуемое автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин генерирующего оборудования (в некоторых источниках применяется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины регулятор воздействует на её управляющие органы — регулирующие клапаны (в паровой турбине) или направляющий аппарат (в гидротурбине) — изменяя подачу рабочего агента. Если частота вращения возрастает, регулятор уменьшает подачу энергоносителя; если она снижается — подачу увеличивают. Воздействие от первичного регулирования начинается практически мгновенно — уже в первые секунды после возникновения дисбаланса активной мощности, обеспечивая оперативную реакцию на изменение частоты вращения турбины.
Рисунок 2. Статическая характеристика регулятора (АРС/АРЧВ)
Изменение генерируемой мощности происходит пропорционально отклонению частоты в соответствии со статической характеристикой регулятора и описывается следующей формулой:
где:
— приращение (изменение) мощности, выдаваемой генерирующим оборудованием в результате действия первичного регулирования, МВт;
— номинальная мощность генерирующего оборудования, МВт;
параметр 
— величина отклонения частоты (Гц), превышающая границы зоны нечувствительности («мёртвой полосы»). Если частота остается в пределах этой зоны, то 
; при отклонении за её пределы 
при повышении частоты и 
при её снижении;
параметр 
— статизм первичного регулирования, выраженный в процентах.
Статизм первичного регулирования определяется по следующей формулой:
Статизм - это характеристика первичного регулирования частоты, которая показывает, на сколько процентов должна измениться мощность генератора, чтобы компенсировать отклонение частоты на 1 % (то есть на 0,5 Гц при номинальной частоте 50 Гц).
Первичное регулирование частоты обеспечивает автоматическое изменение мощности турбины пропорционально отклонению частоты за пределами «мёртвой полосы», способствуя быстрому восстановлению баланса активной мощности в энергосистеме. «Мёртвая полоса» (или зона нечувствительности) в первичном регулировании частоты — это диапазон отклонений частоты, в пределах которого автоматический регулятор скорости (АРС/АРЧВ) не реагирует и не изменяет мощность генератора. Мёртвая полоса вводится искусственно в настройках регулятора, который позволяет первичному регулированию реагировать только на значимые отклонения частоты, обеспечивая баланс между оперативностью, надёжностью и долговечностью оборудования. В энергосистеме России для нормированного первичного регулирования частоты (НПРЧ) ширина мёртвой полосы не должна превышать ±0,02 Гц, а у оборудования, участвующего только в ОПРЧ, значение мертвой полосы может доходить до более широких значений особенно на теплофикационных турбинах или устаревших агрегатах (не должна превышать ±0,1 Гц, иначе оборудование фактически не участвует в стабилизации частоты).
Первичное регулирование частоты подразделяется на общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) и нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ).
П.1.1. Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ)
Согласно действующим требованиям, участие в ОПРЧ должно обеспечиваться всеми электростанциями в пределах имеющихся технических возможностей. На практике, однако, не все генерирующие установки задействованы в этом процессе: в частности, часть теплофикационных турбин ТЭЦ, работающих в режиме, определяемом тепловой нагрузкой, не участвует в ОПРЧ.
Готовность генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ подтверждается по результатам специальных испытаний. Кроме того, осуществляется постоянный мониторинг и контроль фактического участия оборудования в ОПРЧ в реальном времени.
П.1.2. Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ)
НПРЧ представляет собой организованную и стандартизированную часть первичного регулирования, выполняемую специально отобранными электростанциями с гарантированным резервом ±5 % от номинальной мощности, узкой «мёртвой полосой» (±0,02 Гц) и строгими требованиями к динамике (например, для ТЭС: 2,5 % Pₙₒₘ за 10 с, 5 % — за 30 с).
Участие в НПРЧ возможно только после подтверждения готовности оборудования через процедуру добровольной сертификации и успешного прохождения ценового отбора на рынке системных услуг. Деятельность по НПРЧ регулируется серией стандартов Системного оператора Единой энергетической системы (СО ЕЭС).
Таким образом, первичное регулирование частоты — это ключевой автоматический механизм поддержания баланса активной мощности в энергосистеме при кратковременных возмущениях. Первичное регулирование обеспечивает мгновенную (в течение первых секунд) и пропорциональную реакцию генерирующего оборудования на отклонения частоты за пределы «мёртвой полосы» за счёт регулирования подачи рабочего агента (пара, воды или газа) в турбину через управляющие органы — регулирующие клапаны у паровых и газовых турбин или направляющий аппарат у гидротурбин. Это позволяет быстро изменить развиваемую генератором активную мощность в ответ на возникший дисбаланс между выработкой и потреблением электроэнергии, тем самым сдерживая дальнейшее отклонение частоты и обеспечивая начальную стабилизацию режима энергосистемы.
Основной недостаток первичного регулирования заключается в его статической (пропорциональной) характеристики, которая не обеспечивает полного восстановления номинальной частоты после возмущения. Поскольку изменение мощности пропорционально отклонению частоты, система стабилизируется на новом, отличном от номинального (50 Гц) значении частоты — тем больше, чем значительнее был дисбаланс мощности и чем выше статизм регуляторов. Время действия первичного регулирования составляет от 0 до 30 секунд.
П.2. Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности
Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности обеспечивает восстановление номинальной частоты (например, 50,00 Гц) после отклонений, вызванных дисбалансом между генерацией и нагрузкой, с контролем перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. При этом контроль перетоков активной мощности в контролируемых сечениях является приоритетной задачей по отношению к восстановлению частоты или внешнего перетока области регулирования.
Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности осуществляется с использованием централизованной автоматической системы регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ). Системы АРЧМ включает в себя управляющие вычислительные комплексы (УВК АРЧМ) в диспетчерских центрах, станционные устройства АРЧМ на электростанциях (например, ГРАМ на ГЭС, САУМ на ТЭС) и каналы связи между ними.
Рисунок 3. Система автоматического регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)
Обозначения:
САУМ - система автоматического управления мощностью;
ГРАМ - групповой регулятор активной мощности;
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
Регулирующим органом на ГЭС служит направляющий аппарат (НА) или лопасти рабочего колеса на поворотно-лопастных турбинах, тогда как на ТЭС регулирующим органом выступает регулирующий (паровой) клапан или система клапанов.
В диспетчерских центрах автоматика АРЧМ непрерывно измеряет текущую частоту в энергосистеме и фактические перетоки активной мощности по связям между зонами регулирования. Сравнивает эти измеренные значения с заданными значениями номинальной частотой (обычно 50 Гц) и плановыми значениями перетоков (установленными по соглашениям между операторами зон). На основе отклонений вычисляется так называемая ошибка регулирования области 
, которая представляет собой оценку внутреннего небаланса мощности в данной области регулирования.
В случае регулирования частоты и перетоков активной мощности ошибка регулирования области вычисляется по следующей формуле:
Расшифровка обозначений:
Переменная — ошибка регулирования области, МВт.
Переменная 
— отклонение фактического внешнего перетока 
от его заданного значения 
(при номинальной частоте), МВт. Внешний переток области регулирования должен приниматься положительным при приёме активной мощности в область регулирования.
Переменная 
— отклонение текущей частоты 
от заданного значения частоты 
(обычно 50,00 Гц), Гц.
Переменная 
— коэффициент коррекции по частоте области регулирования, задаваемый ОАО «СО ЕЭС», МВт/Гц.
В случае регулирования частоты на уровне всей синхронной зоны, когда нет задачи регулирования внешних перетоков, вычисляется так называемая ошибка регулирования области по следующей формуле:
Расшифровка обозначений:
Переменная — ошибка регулирования, МВт. Переменная характеризующая отклонение режима от заданного при регулировании частоты всей синхронной зоны, а не отдельной области регулирования;
Переменная 
— коэффициент коррекции по частоте синхронной зоны, задаваемый ОАО «СО ЕЭС», в МВт/Гц;
Переменная — отклонение текущей частоты от заданного значения частоты (обычно 50,00 Гц).
Автоматика АРЧМ стремится привести ошибку регулирования области к нулю. Для этого она рассчитывает, на сколько нужно изменить генерацию в своей зоне, отправляет управляющие сигналы на регулируемые электростанции (через их системы АРМ — автоматического регулирования мощности), распределяет требуемое изменение мощности между станциями с учётом их технических возможностей и, иногда, экономических критериев.
Автоматика АРЧМ, расположенная в центрах АО «СО ЕЭС» (ОДУ, РДУ), формирует задание на снижение или увеличение мощности и передает его по каналам связи на станционные устройства. Станционные устройства АРЧМ на электростанциях в режиме реального времени (характерный цикл информационного обмена - 1 сек) получают задание вторичной мощности, которое через групповой регулятор активной мощности (ГРАМ) поступает непосредственно на исполнение системами управления гидроагрегатами.
Во вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности участвует генерирующее оборудование, обладающее необходимыми маневренными и регулировочными возможностями. Особое внимание уделяется гидроэлектростанциям: на всех ГЭС должна быть обеспечена возможность участия во вторичном регулировании, а на ГЭС мощностью свыше 100 МВт — обязательное участие в автоматическом вторичном регулировании (АВРЧМ). Кроме того, к участию могут привлекаться ТЭС, ПГУ и ГАЭС, оснащённые системами автоматического управления активной мощностью (САУМ, ГРАМ), при наличии достаточных регулировочных резервов и соответствующей технической готовности.
Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности обеспечивает восстановление заданного значения частоты за счёт изменения мощности генерирующего оборудования, участвующего во вторичном регулировании. Время действия вторичного регулирования составляет 10–15 минут.
П.3. Третичное регулирование
Третичное регулирование представляет собой процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования (включая тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидравлические (ГЭС) и гидроаккумулирующие (ГАЭС) электростанции) для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования с помощью оперативно-диспетчерского взаимодействия. В отличие от первичного (автоматического) и вторичного (автоматизированного) регулирования, ориентированных на мгновенную и краткосрочную стабилизацию частоты и перетоков активной мощности, третичное регулирование реализуется по отдельным командам диспетчерского персонала АО «СО ЕЭС», которые отдаются вручную: пуск или останов блоков, изменение нагрузок работающих агрегатов в допустимых пределах, а также перевод гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) в генераторный режим.
Рисунок 4. Третичное регулирование (оперативно-диспетчерское взаимодействие)
Основные задачи третичного регулирования заключаются в корректировке планового диспетчерского графика (ПДГ) с учётом фактических отклонений нагрузки, состояния оборудования и изменений внешних условий, вводе или выводе резервных мощностей для поддержания необходимого уровня надёжности системы, а также в перераспределении генерации между электростанциями с целью оптимизации режимов их работы на основе прогнозов потребления и технических ограничений (таких как минимально допустимая мощность, длительность пуска и останова).
Кроме того, третичное регулирование обеспечивает оперативное управление активной мощностью генерации для поддержания заданных уровней внешних перетоков между смежными энергорайонами или странами, а также предотвращения превышения допустимых значений перетоков в контролируемых сечениях сети, что критически важно для обеспечения статической и динамической устойчивости единой энергетической системы.
Таким образом, третичное регулирование играет ключевую роль в обеспечении надёжности, устойчивости и готовности энергосистемы к реагированию на будущие возмущения в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Время действия третичного регулирования составляет от 15 минут до нескольких часов.
П.4. Заключение
Современное регулирование частоты в энергосистеме России представляет собой иерархическую систему, в которой первичное регулирование обеспечивает мгновенную стабилизацию частоты в первые секунды возмущения, вторичное регулирование возвращает частоту к номинальному значению с контролем перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, а третичное регулирование восстанавливает резервы первичного и вторичного регулирования за счёт перераспределения мощности между электростанциями, пуска и останова оборудования, а также корректировки планового диспетчерского графика (ПДГ).
Регулирование частоты и перетоков активной мощности в современных электроэнергетических системах осуществляется в строгом соответствии с действующей нормативно-технической базой, обеспечивающей надежность, устойчивость и безопасность функционирования энергосистем на всех уровнях — от единой энергетической системы Российской Федерации до международных энергообъединений.
