“УТВЕРЖДАЮ”
Председатель НТС - советник председателя правления РАО “ЕЭС России”, председатель НС РАН ПНББСЭ, чл.-кор. РАН, профессор А. Ф. Дьяков
“25” декабря 2001 г.
Протокол совместного заседания Бюро Научно-технического совета РАО “ЕЭС России” и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики по теме: “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка”
На совместном заседании присутствовали 113 чел., выступили: со вступительным словом председатель НТС РАО “ЕЭС России” и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики, чл.-кор. РАН А. Ф. Дьяков; с докладом “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка” Ф. Л. Коган, канд. техн. наук, заместитель главного инженера ОАО “Фирма ОРГРЭС”; с заключением экспертной комиссии Ю. Н. Кучеров, доктор техн. наук, начальник Департамента научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”.
В обсуждении доклада приняли участие: А. Б. Чубайс (председатель правления РАО “ЕЭС России”),
- Ф. Бондаренко (заместитель генерального директора - главный диспетчер ОАО “ЦДУ ЕЭС России”),
- А. Баринов (доктор техн.наук, заведующий отделением ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”),
- Б. Сюткин (директор ОДУ Центра), Н. И. Давыдов (доктор техн.наук, заведующий лабораторией ОАО ВТИ), В. В. Дорофеев (член правления РАО “ЮС России”, начальник Департамента развития рынка электроэнергии), А. М. Короткевич (Республика Беларусь, начальник службы режимов Республиканского унитарного предприятия электроэнергетики ОДУ), А. Д. Меламед (главный специалист ЗАО Интеравтоматика), К. А. Бринкис (заместитель главного инженера ДЦ “Балтия”), Д. В. Тарасов (заместитель главного инженера по АСУТП ТЭЦ-27 ОАО Мосэнерго), Л. П. Фотин (канд.техн.наук, ведущий научный сотрудник лаборатории автоматизации и АСУ, ОАО ВНИИЭ), В. А. Джангиров (канд. эконом. наук, председатель Исполкома Электроэнергетического совета СНГ), А. А. Мадоян (генеральный директор ОАО “НИИ экологических проблем энергетики”), В. А. Коротков (канд. техн. наук, начальник службы перспективного планирования ОДУ Северо-Запада).
НТС РАО “ЕЭС России” и Научный совет РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики заслушали доклад, экспертное заключение, выступления участников совместного заседания в дискуссии и отмечают следующее.
Последние десятилетия регулирование частоты и мощности, контроль и управление перетоками по важнейшим линиям электропередачи системообразующей сети ЕЭС СССР, а затем ЕЭС России являлись важнейшими задачами в общей проблеме обеспечения качества электроэнергии.
Наиболее тяжелое положение с обеспечением стандартной частоты тока в ЕЭС СССР сложилось в 19801986 гг. Единая энергосистема систематически работала с частотой ниже 49,5 Гц, а продолжительность работы с частотой по ПТЭ (50 ± 0,2 Гц) составляла в эти годы всего лишь от 1 до 63% календарного времени. Дефицит генерирующих мощностей, недостаток гидроресурсов на ГЭС, ухудшение качества твердого топлива и недоиспользование ТЭС из-за ограничений по всем видам топлива были главными причинами снижения частоты. Работа с пониженной частотой рассматривалась рядом специалистов и руководителей как возможность снизить на несколько миллионов киловатт электропотребление, учитывая крайне напряженный баланс по мощности и электроэнергии по стране в целом.
В этих исключительно сложных условиях работы предпринимались активные меры по созданию системы централизованного автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) в целях автоматического ограничения перетоков по загруженным транзитным сетям ЕЭС. Работала центральная координирующая система (ЦКС) АРЧМ в ЦДУ ЕЭС СССР, пять ЦС АРЧМ на ДП ОДУ, девять САРЧМ и АРЧМ в энергосистемах и на электростанциях. На 63 линиях электропередачи напряжением 750, 500, 400, 330, 220 и 110 кВ обеспечивались контроль и управление перетоками.
Во второй половине 80-х и первой половине 90-х годов положение существенно облегчилось. ЕЭС СССР, а впоследствии и ЮС России относительно стабильно от 90 до 99,5% календарного времени работала с частотой в соответствии с ПТЭ. В 1990 г. действовали 17 систем АРЧМ всех уровней. В регулировании частоты участвовали 29 ГЭС с регулировочным диапазоном + 15,6 млн. кВт, а в регулировании нагрузки по диспетчерскому графику, оперативном вторичном регулировании и автоматическом ограничении перетоков мощности 7 тепловых электростанций с блоками 150,200 и 300 МВт. Контроль и управление перетоками осуществлялись на 96 линиях электропередачи напряжением от 1150 до 110 кВ.
В период 1995 - 1999 гг. работа ЕЭС России вновь была дестабилизирована по частоте. Главной причиной были неплатежи на ФОРЭМ, невозможность закупки топлива и, как следствие, резкое недоиспользование крупнейших тепловых электростанций федерального уровня.
В 2000 - 2001 гг. решение проблемы неплатежей, с одной стороны, и возросшая требовательность к поддержанию стандартной частоты, с другой, существенно стабилизировали работу ЕЭС России с частотой в соответствии с ПТЭ, продолжительность которой составила 99,8 - 99,9% календарного времени. При этом продолжительность работы с частотой 50 ± 0,05 Гц составила в 2000 г. 81%, а в 2001 г. 97% календарного времени.
Вместе с тем, к 2000 г. в работе оставалось всего пять систем АРЧМ, в том числе ЦКС АРЧМ ЦДУ ЕЭС, три ЦС АРЧМ на ДП ОДУ и одна САРЧМ. Контроль и управление перетоками осуществлялись по 65 ВЛ 500, 330 и 220 кВ. Участие в регулировании частоты и мощности принимали 14 ГЭС, а в регулировании нагрузки по диспетчерскому графику, оперативном вторичном регулировании 13 ТЭС, включая блок №3 Пермской ГРЭС.
После осуществления акционирования и частичной приватизации в электроэнергетике и с началом формирования рыночных отношений потребовался пересмотр методов управления режимами работы ЕЭС, что и было учтено в ПТЭ издания 1995 г.
В 1998 - 2001 гг. руководством РАО “ЕЭС России”, Департаментами научно-технической политики и развития, электростанций, ОАО “ЦДУ ЕЭС России”, ОАО “Фирма ОРГРЭС”, ОАО ВНИИЭ были предприняты шаги по активизации деятельности и разработке технической политики в области регулирования частоты и перетоков мощности. Определенный толчок этому дали работы, проводившиеся РАО “ЕЭС России” совместно с UCTE по исследованию условий параллельной работы ЕЭС России с Западно-европейским энергообъединением.
В этот период по заданию РАО “ЕЭС России” и ОАО “ЦДУ ЕЭС России” ОАО “Фирма ОРГРЭС” с участием АО УралОРГРЭС и АО ЮгОРГРЭС было проведено обследование 16 ТЭС с блоками 150, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт, а также Волжской ГЭС им. В. И. Ленина и Боткинской ГЭС. По результатам этой работы были выпущены приказы РАО “ЕЭС России” от 3/VII 2000 г. № 368 “О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты” и от 15/Х 2001 г. № 553 “О первичном регулировании частоты в ЕЭС России”. В ноябре 2001 г. секция “Стратегия развития энергетики и международные энергетические проекты” и секция “Управление режимами ЕЭС, средства и системы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике” НТС РАО “ЕЭС России” провели совместное заседание по теме “Проблемы синхронного объединения ЕЭС России с европейскими энергосистемами”. Разработан проект отраслевой программы подготовки электростанций ЕЭС России к участию в регулировании частоты в соответствии с требованиями, удовлетворяющими условиям синхронной параллельной работы с энергообъединениями Центральной и Западной Европы.
Цель настоящего совместного заседания двух советов - провести дискуссию на базе представленного доклада ОАО “Фирма ОРГРЭС” и выработать предложения по:
проблеме обеспечения качества электроэнергии в ЕЭС России по частоте, увеличения маневренности действующего и вновь создаваемого генерирующего оборудования ТЭС и АЭС, автоматизации регулирования частоты и мощности как важнейших задач повышения технического уровня и конкурентоспособности отечественной электроэнергетики и энергомашиностроения;
оптимизации затрат на выполнение намеченных технических и технологических мероприятий по регулированию частоты с участием специалистов электростанций, энергосистем, заводов и НИИ;
максимально возможному учету организационнотехнических и нормативно-правовых аспектов и проблем регулирования частоты и мощности в условиях реформирования электроэнергетики и ее вхождения в конкурентный рынок;
функциям и задачам в области регулирования частоты и мощности новых рыночных структур: Системного оператора (СО), Администратора торговой системы (АТС), Федеральной сетевой компании (ФСК), генерирующих (ГК) и сбытовых (СК) компаний;
повышению надежности энергоснабжения потребителей в аварийных и нормальных условиях работы ЕЭС и ее частей, регулированию частоты за счет нагрузки потребителей в условиях рынка, в том числе за счет использования противоаварийной автоматики и устройств АЧР;
сбалансированному переносу в практику регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России средств и методов, используемых в Западно-европейском энергообъединении, максимальному сохранению и развитию отечественного опыта, иерархических систем АРЧМ в условиях конкурентного рынка.
Как следует из материалов подготовленного доклада, технический уровень отечественных норм и требований к поддержанию частоты в энергообъединении, маневренности оборудования ТЭС и АЭС, системам регулирования частоты и мощности действующих электростанций уступает уровню, достигнутому в Западно-европейском энергообъединении UCTE.
Так, допустимые отклонения частоты в нормальном режиме отличаются в 4 раза, ± 200 мГц в ЕЭС России и ± 50 мГц в UCTE, предельные отклонения - в 2,2 раза, соответственно +400мГц и + 180 мГц. Первичный резерв мощности и условия его использования в UCTE жестко регламентированы, в ЕЭС России - не нормируются. Мертвая зона регуляторов скорости на отечественных турбинах больше в 4 - 7,5 раз, соответственно 75 - 150 мГц и 20 мГц ( ± 10 мГц).
В течение последних лет в действующих ПТЭ последовательно уточнялись и ужесточались требования к регулированию частоты и мощности. До 1989 г. диспетчер ЦДУ (ОДУ) назначал отдельные регулирующие энергосистемы или электростанции, кроме того, при наличии САРЧМ в автоматическом регулировании частоты участвовали подключенные к ним электростанции.
При аварийных отклонениях частоты оперативный персонал электростанций должен был действовать в соответствии с местной инструкцией (13-е изд. ПТЭ).
Начиная с 1995 г., первичное регулирование должно было осуществляться всеми электростанциями изменением их мощности под воздействием регуляторов скорости турбин и производительности котлов, реакторов при заданных ЦДУ (ОДУ) статизме регулирования и зоне нечувствительности, а вторичное регулирование - оперативно, либо с использованием АРЧМ выделенными для этого электростанциями с применением частотной коррекции (15-е изд. ПТЭ и извещение № 1 об изменении ПТЭ от 17/VII 2000 г.).
Вместе с тем, требования ГОСТ к качеству электроэнергии по частоте остались прежними, резервы первичного и вторичного регулирования на электростанциях размещены не были, по состоянию оборудования и систем автоматики электростанции и энергосистемы оказались не готовы выполнять эти нормы ПТЭ.
И хотя в предыдущие годы были разработаны технические решения систем ограничения перетоков мощности по ВЛ, которые были реализованы на Змиевской и Бурштынской ГРЭС (ОЭС Украины), Лукомльской ГРЭС (ОЭС Белоруссии), Сургутской и Киришской ГРЭС (ЕЭС России), задача регулирования частоты возлагалась главным образом на ГЭС. Проектное автоматическое регулирование мощности в переменных режимах на большинстве энергоблоков 150, 200, 300, 500 и 800 МВт ЕЭС России до настоящего времени не освоено, а изменение нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком в пределах регулировочного диапазона осуществляется оператором. В связи с этим требования ПТЭ в части автоматического регулирования частоты повсеместно не выполняются.
К числу причин сложившейся ситуации, приведших к консервации или демонтажу ряда общестанционных и блочных систем, следует отнести нерешенность технологических проблем автоматизации совместного сжигания газа и мазута, в том числе мазута с малыми избытками воздуха, обеспечения устойчивой работы пылеугольных котлов на разнотипном твердом топливе, низкое качество угля, сложность и ненадежность систем пылеприготовления и др.
Работа ТЭЦ по тепловому графику в течение большей части года, базовый режим АЭС и пылеугольных ТЭС, а в паводковый период и большинства ГЭС сужают регулировочные возможности Единой энергосистемы, требуют объективного пересмотра степени участия этих электростанций в регулировании частоты и мощности ЕЭС России.
Привлечение к регулированию частоты ТЭЦ с поперечными связями требует проведения исследовательских и экспериментальных работ по автоматизации регулирования давления в главных паровых магистралях. На блочных ТЭЦ вопрос решается проще, но и в том и в другом случаях он связан с их оснащением необходимыми средствами автоматизации и ухудшением экономичности, что в рыночных условиях потребует выработки компенсационных экономических мер.
Несмотря на хорошие технологические возможности большинство из 100 гидроэлектростанций России не участвует в автоматическом регулировании частоты из-за состояния основного оборудования и износа гидромеханической части систем регулирования гидротурбин. Системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) работают, как правило, в режиме задания мощности со статизмом и увеличенной мертвой зоной по частоте.
В настоящее время лишь Волжская ГЭС им. В. И. Ленина постоянно участвует в автоматическом вторичном регулировании частоты в ЕЭС России под управлением ЦКС АРЧМ ЦДУ ЕЭС и Братская ГЭС в автоматическом регулировании перетоков Сибирь - Казахстан под управлением ЦС АРЧМ ОДУ Сибири. Боткинская ГЭС, оборудованная электрогидравлическими регуляторами гидротурбин, участвует в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков в сечении “Урал - Центр - Средняя Волга” под управлением ЦС АРЧМ ОДУ Урала с возможностью работы при любом уровне статизма в интервале от 0 до 10% и мертвой зоны по частоте от 0 до + 0,5%. Проводятся работы по решению технических проблем выполнения требований к статическим и динамическим показателям системы регулирования частоты на “Волжская ГЭС им. В. И. Ленина” и “Волжская ГЭС”, г. Волжский. В Колэнерго при возможном диапазоне регулирования на ГЭС 700 МВт практически используется только 200 МВт. В Карелэнерго нет АРЧМ, из 562 МВт мощности Каскада Выгских и Кемских ГЭС регулирование частоты осуществляют лишь Ондская и Маткоженская гидроэлектростанции (140 МВт) со статизмом 4%.
Несмотря на значительную долю АЭС в европейской части ЕЭС России и увеличение ее в будущем проблема привлечения отечественных АЭС к регулированию частоты не решена. В отступление от технических требований к маневренным характеристикам АЭС (ЭСП, 1979 г.), которые не уступают зарубежным, согласованы всеми заинтересованными организациями и реально заложены в конструкцию оборудования АЭС, введенных после 1979 г., действующие регламенты не допускают участия АЭС в регулировании. Более того, они усугубляют аварийное положение в энергосистеме, предписывая в ряде случаев разгрузку АЭС при частотах ниже 49 Гц и глубокую разгрузку при частоте ниже 48 Гц. Необходимо, используя техническую готовность АЭС к регулированию частоты и экономические стимулы работы в рыночных условиях, в кратчайшие сроки обеспечить их оптимальное участие в регулировании частоты и мощности.
Проблема эффективного регулирования частоты и перетоков мощности по ВЛ тесно связана с качеством передачи информации по каналам телемеханической связи. Устаревшие устройства телемеханики, используемые на электростанциях, промежуточная обработка информации и ее переприемы в системах телемеханики верхнего уровня создают запаздывание на 10 - 15 с в каждом из этих уровней. Это вносит в регулирование дисбаланс, приводит к искажению регулирования перетоков, способствует возникновению колебательного процесса и в конечном счете требует модернизации каналов телемеханики.
Для такого сложного и крупного энергообъединения, как ЕЭС России, особенно с учетом параллельной работы с ОЭС Украины, Белоруссии, Балтии и Молдавии, а в перспективе и с UCTE, принципиальное значение имеет организация процесса регулирования частоты и мощности в условиях рынка. При этом одной из проблем синхронной работы ЕЭС России, стран СНГ с энергообъединениями Западной и Центральной Европы является повышение пропускной способности межсистемных связей. В числе прочих эффективным мероприятием для решения этой проблемы может оказаться применение гибких (управляемых) линий передачи переменного тока.
ОАО “ЦДУ ЕЭС России” проработало основные технические требования по организации регулирования частоты в ЕЭС России (приложение 1.1). Вместе с тем, реализация предложений ЦДУ требует корректировки требований действующих ПТЭ и норм по маневренности оборудования электростанций, обеспечения реальной работоспособности и повышения быстродействия технологической автоматики котлоагрегата в режиме непрерывного автоматического регулирования нагрузки в пределах + 7% номинальной, учета различных регулирующих возможностей энергоблока при его работе на скользящем или номинальном давлении и одновременном участии электростанций в изменении нагрузки по диспетчерскому графику.
Сформулированные ЦДУ требования в условиях рынка требуют разработки соответствующих правил и методов экономического стимулирования, определения ГЭС, ТЭС и АЭС, на которых размещаются резервы первичного и вторичного регулирования независимо от форм собственности или государственной принадлежности параллельно работающих энергосистем, а также оценки снижения ресурса оборудования электростанций при таком режиме их использования.
Совместное использование многоуровневой системы централизованного регулирования частоты и перетоков мощности с подключенными к ней электростанциями и регулирующих возможностей электростанций на децентрализованной основе может дать в условиях рынка положительный суммарный эффект.
Для эффективного использования тепловых электростанций в переменных режимах регулирования частоты и перетоков мощности необходимы переход на современные микропроцессорные системы регулирования, позволяющие с помощью программно-технических средств реализовать сложные алгоритмы управления, оснащение турбоагрегатов электрогидравлическими системами вместо механогидравлических, модернизация контуров регулирования технологических подсистем котла, а также регуляторов мощности котлов и турбин.
Рядом фирм и заводов предложены проекты САР для блоков ТЭС различной мощности.
АО ЛМЗ и фирма Сименс разработали техпредложения по модернизации систем регулирования турбин блоков 200 и 300 МВт. ЗАО Интеравтоматика и АО ЛМЗ подготовили техпредложения по реконструкции систем регулирования турбин и котлов блоков 200 и 300 МВт на микропроцессорных средствах ТПТС производства ВНИИА. Стоимость такой реконструкции, включая перевод турбин с механогидравлических систем регулирования на электрогидравлические, объявлена на уровне 500 тыс. дол. США. АО УралОРГРЭС, АО ЛМЗ, фирма ‘'‘Прософт” (г. Екатеринбург) выполнили разработку на новых технических средствах электронной части системы регулирования турбины ЭЧСР МиЗ стоимостью 200 тыс. дол., опытный образец которой установлен на блоке № 4 Сургутской ГРЭС-2, где проходит испытания в информационном режиме. Для газомазутных блоков 300 МВт с большой наработкой, на которых в ближайшее время не будет проводиться техническое перевооружение с продлением ресурса, ОАО “Фирма ОРГРЭС” предложило микропроцессорную систему САУМ-300 ГМ с использованием аппаратуры КВИНТ ГУП “НИИ Теплоприбор” стоимостью 100 тыс. дол. (при сохранении существующей механо- гидравлической системы регулирования турбины). Ее опытный образец должен пройти промышленные испытания в 2002 г. на блоке № 7 Костромской ГРЭС. Все указанные предложения требуют тщательного анализа и апробации.
Необходимость повышения степени участия ГЭС в первичном и их полноценное участие во вторичном регулировании требуют улучшения их регулирующих свойств. Эта задача решается при техническом перевооружении и реконструкции с заменой гидромеханических регуляторов на электрогидравлические. Однако, учитывая низкие темпы этих работ, “Фирма ОРГРЭС” предложила менее дорогую и быстрее реализуемую частичную реконструкцию регулятора с применением серийных микропроцессорных контроллеров.
Важной задачей является совершенствование систем группового регулирования активной мощности ГЭС, для модернизации которых “Фирмой ОРГРЭС” разработаны алгоритмическое и программное обеспечение и техническое задание применительно к Волжской ГЭС (г. Волгоград). ВНИИЭ разработана комплексная система управления активной и реактивной мощностью ГЭС, составом и режимом работы ее оборудования. Прототип системы испытан на Днепровской ГЭС-2. Решение этих проблем позволит повысить эффективность участия в регулировании частоты ГЭС России.
В работе приведены заслуживающие внимания данные об опыте выполнения организационно-технических мероприятий по обеспечению первичного и вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в энергосистемах Польши и Восточной Германии при их интеграции в UCTE.
В частности, это касается согласования работы центральных регуляторов энергосистем при отсутствии единого диспетчерского управления и централизованного корректора частоты по объединению в целом, модернизации САР котлов и турбин, сохранения оптимальных режимов работы наиболее экономичных энергоблоков и перевода в режим регулирования менее экономичных, тендерной системы привлечения электростанций к первичному и вторичному регулированию и других вопросов.
Вместе с тем, содержание доклада не в полной мере отвечает его названию. В нем не полностью раскрыты научно-технические аспекты рассматриваемой проблемы и не выработаны предложения по реализации крупномасштабных задач повышения качества работы ЕЭС России по частоте в условиях реформирования электроэнергетики и создания конкурентного рынка.
Между тем, одной из принципиальных сторон рыночного подхода к регулированию частоты и перетоков мощности, особенно в аварийных условиях, является совершенствование методов восстановления баланса между мощностью и нагрузкой. Действующие в настоящее время системы автоматической частотной разгрузки (АЧР), ограничения нагрузки (САОН), предотвращения асинхронного хода (АПАХ) и другие предусматривают восстановление нормального режима энергосистемы также и за счет отключения потребителей.
Созданные в предшествующие десятилетия эти системы учитывали крайний дефицит генерирующих мощностей в ЕЭС СССР. Их роль остается весьма важной и сейчас, особенно в частях ЕЭС России, имеющих слабые электрические связи. Вместе с тем, в условиях наличия значительного резерва мощности, что имеет место в настоящее время, при восстановлении нормального режима приоритет должен быть отдан мобилизации всех видов резерва мощности на электростанциях и, прежде всего, первичного резерва на выделенных электростанциях нормированного первичного регулирования. Вопросы участия в этом процессе потребителей в условиях рынка имеют экономическую и правовую подоплеку и должны быть обязательно обоснованы.
В докладе не рассмотрены с позиций конкурентного рынка недостатки и преимущества всей структуры иерархической системы регулирования частоты и перетоков мощности.
Как следует из доклада, повышение технического уровня регулирования частоты и перетоков мощности охватывает широкий круг технических и технологических проблем, необходимость выполнения большого количества мероприятий во всех секторах электроэнергетики на КЭС и ТЭЦ, ГЭС и АЭС, в электрических сетях и диспетчерско-технологическом управлении. В то же время в работе нет данных об их стоимости по электроэнергетике России в целом, не рассмотрены вопросы об источниках средств для финансирования мероприятий и соответствующем тарифном регулировании.
Реформирование отрасли, создание новых структур: Федеральной сетевой компании, Системного оператора, Администратора торговой системы, генерирующих и сбытовых компаний - требуют точного определения их функций и обязанностей в повышении регулировочных возможностей ЕЭС России. Этот вопрос в докладе не рассмотрен, необходимые предложения отсутствуют.
Недостаточны рекомендации по совершенствованию существующей технологической автоматики энергоблоков. Предложения доклада по совершенствованию систем регулирования на ТЭС и рекомендованная методика контроля готовности действующих ТЭС к участию в первичном регулировании не согласованы с необходимостью обеспечения работы автоматики ТЭС в условиях реальных возмущений нормального режима энергосистем. Тем самым не гарантируется выполнение требований ПТЭ по участию ТЭС в регулировании непрерывных знакопеременных отклонений частоты и перетоков мощности.
Не рассмотрены аварийные режимы, предъявляющие жесткие требования к автоматике, в том числе при регулировании частоты и перетоков мощности; не уделено достаточного внимания экономическим и организационным аспектам регулирования частоты и перетоков мощности; не проанализирован перечень нормативных документов, нуждающихся в корректировке.
Несмотря на удовлетворительное качество поддержания частоты в ЕЭС России в последние годы соответствующие данные о точности регулирования не приведены. Отмечена несогласованность разработанного ОАО “Фирма ОРГРЭС” ТЗ на САУМ-300 ГМ с отраслевыми организациями, занимающимися созданием станционных АСУТП, сделаны замечания по структуре доклада.
