1. Основные понятия, характеристики и особенности режимов ГЭС. Режимы работы ГЭС в каскаде, обзор подобных исследований.
1.1. Общие представления
Выг — река в России, протекает по территории Карелии. Длина реки — 237 км, площадь водосборного бассейна — 27 100 км?. Средний расход воды — 323 м?/с. Высота истока — 167 м над уровнем моря.
Установленные мощности станций:
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) – 63 МВт;
Выгостровская ГЭС (ГЭС-5) – 40 МВт;
Беломорская ГЭС (ГЭС-6) – 27 МВт;
Палакоргская ГЭС (ГЭС-7) – 30 МВт;
Суммарная установленная мощность каскада – 160 МВт.
1.2 Режимы использования водных ресурсов
Назначением гидроэлектростанций Выгского каскада и Ондской ГЭС является выработка электроэнергии и участие в покрытии электрической нагрузки энергосистемы с учетом ее суточной и сезонной неравномерности. При этом должны быть обеспечены нормальные условия судоходства в период навигации, сохранность сооружений ГЭС и ББК в период зимних внутрисуточных колебаний уровней воды в бьефах ГЭС и водохранилищах, сохранение и воспроизводство рыбных запасов, а также условия, обеспечивающие возможную срезку пиков половодий.
Суммарная регулирующая емкость Сегозерского и ВыгозерскоОндского водохранилищ позволяет проводить компенсированное многолетнее регулирование стока. Палакоргское, Маткожненское, Выгостровское и Беломорское водохранилища вследствие их незначительной полезной емкости, обеспечивают только суточное регулирование стока.
Компенсированное регулирование стока с Выгского бассейна производятся для обеспечения суммарной гарантированной отдачи ГЭС Выгского каскада и Ондской ГЭС 125,0 МВт, обеспеченностью 95%, определенной при уровне сработки Выгозерско-Ондского водохранилища 88,70 м. Этим требованиям соответствует расход Ондской ГЭС – 175 м3/с и Маткожненской ГЭС – 200 м3/с.
1.3 Сегозерское водохранилище
Сегозерское водохранилище осуществляет многолетнее компенсированное регулирование стока. Величина попусков из Сегозерского водохранилища для энергетических целей определяется разностью между расходами Ондской ГЭС, требующимися для обеспечения гарантированной мощности, и расходами боковой приточности в Выгозерско-Ондское водохра-нилище.
При определении попусков необходимо руководствоваться следующими положениями:
а) размер минимального попуска определяется необходимостью поддержания гарантированной мощности Ондской ГЭС и каскада Выгских ГЭС и производится по усмотрению Филиала «Карельский».
б) при достижении уровня Выгозерско-Ондского водохранилища минимальной навигационной отметки 89,20 м в период навигации и недостаточном боковом притоке разрешается увеличивать расход воды через Сегозерский гидроузел до 250 м3/с, величина расхода ограниче-на по состоянию русла и прибрежной инфраструктуры;
в) максимальный сбросной расход ограничен величиной 350 м3/с по условиям пропуска воды в створе моста через реку Сегежу на автодороге Уросозеро - Попов Порог.
Санитарный расход в устье р. Сегежи, обеспечивающий питьевое водоснабжение города Сегежи, принят 25 м3/с
1.4 Выгозерско-Ондское водохранилище
Выгозерско-Ондское водохранилище осуществляет сезонное регулирование стока. Ежегодно весной филиалом «Карельский», совместно с ФГУ «Беломорканал», на основании прогноза притока рассчитываются схемы пропуска весеннего половодья и наполнения водохранилищ с учетом необходимости наполнения Выгозерско-Ондского водохранилища к началу навигации до навигационных отметок 89,15-89,20 м.
1.5 Палагорское водохранилище
В период навигации уровни воды в водохранилище поддерживаются на отметках: максимальной – 60,30 м и минимальной в нормальных условиях работы ГЭС – 60,20 м. При внезапном изменении режима работы ГЭС разрешается кратковременное, (не более 5 часов), понижение уровней воды у шлюза № 12 до отметки 60,15 м. Кроме того, допускается понижения уровня воды, произошедшего в результате ветрового сгона, который при расчетном ветре достигает 10 см и может вызвать понижение уровня у верхней головы шлюза № 12 до отметки 60,05 м.
Полезная емкость Палакоргского бьефа может использоваться только для суточного регулирования стока, поэтому при малом боковом притоке базовый расход Ондской ГЭС должен назначаться в пределах 80 м3/с.
1.6 Маткожненское водохранилище
В навигационный период уровни воды в водохранилище должны поддерживаться на отметках: максимальный – 47,20 м и минимальный – 46,80 м.
Суточная амплитуда колебаний уровня воды в Маткожненском водохранилище допускается:
- летом 0,40 м, в пределах уровней 46,80-47,20 м;
- зимой 0,40 м, в пределах уровней 46,80-47,20 м; (отметка забральной балки 46,73).
При использовании полезных емкостей Маткожненского водохранилища в указанных пределах уровней и Выгостровского – в пределах уровней с отметками от 25,80 и до 26,20 м, обеспечивается участие установленных мощностей Палакоргской и Маткожненской ГЭС в пиковой части графика электрической нагрузки.
По условиям нормальной работы водозабора насосной станции г. Беломорска и с целью охраны рыбных запасов р. Н. Выг, попуски воды из Маткожненского водохранилища (базовое значение) должны быть не менее 100 м3/с.
1.7 Выгостровское водохранилище
Навигационные уровни в Выгостровском водохранилище:
– максимальный – 26,20 м;
– минимальный – 26,00 м.
Для предотвращения возможного затопления и подтопления островной части города Беломорска в нижнем бьефе Беломорской ГЭС (с момента начала осеннего ледохода до полной очистки русла ниже Беломорской ГЭС ото льда), последняя должна работать равномерно.
Сброс битого льда в нижний бьеф Беломорской ГЭС в осенне-зимний период, по возможности, не производится.
Режим работы в шугоопасный период планируется и ведется в соответствии с действующими инструкциями филиала «Карельский» и с учетом прогнозов ГУ «Карельский ЦГМС».
2. Об упущенной выгоде по ГЭС Выгского каскада в 2019 и 2020 году
2.1 Анализ необходимых исходных данных и режимных ограничений ГЭС
Низкая водность зимнего периода и незначительные запасы гидроресурсов на водохранилищах Карелии на начало 2019 года, обусловленные отсутствием дождевых паводков в осенний период 2018 года, явились причиной существенного невыполнения (на 13 %) плановых показателей по выработке электроэнергии в 1-м квартале. Приток воды в водохранилища за апрель превысил среднемноголетние значения, но в целом объем весеннего половодья оказался близким к среднемноголетнему. В летний период в Карелии наблюдалась низкая водность, обусловленная дефицитом осадков. Приток воды в водохранилища Карелии составлял 60-80 % обеспеченности, а в сентябре водность понизилась практически до наименьших значений и составила 80-98 % обеспеченности, что соответствует крайне низкой межени. Горизонты воды водохранилищ также снижались и на большинстве из них достигли отметок, которые оказались ниже средних многолетних величин и ниже отметок воды прошлого года. По указанным причинам плановые показатели по выработке электроэнергии за 3-й квартал не были выполнены, недовыполнение плана составило порядка 10 %. Дождевые паводки, начавшиеся с середины октября, и отсутствие зимних условий на водных объектах Карелии позволили существенно увеличить выработку электроэнергии в ноябре и декабре, а также привели к пополнению запасов гидроресурсов. Объем выработки электроэнергии в 4-ом квартале превысил плановые показатели почти на 11 %.
Требования Системного оператора о режимах работы ГЭС Выгского каскада обусловлены требованиями «Методических указаний по устойчивости энергосистем», которые утверждены Приказом Минэнерго России № 630 от 03.08.2018г. и вступили в силу с 01.03.2019г.
Для полного контролируемого сечения, состоящего из одного элемента электрической сети или нескольких элементов электрической сети, одновременное отключение которых возможно в результате единичного нормативного возмущения, для значения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении, определенного в соответствии с требованиями пункта 34 Методических указаний, увеличенного на величину амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности в контролируемом сечении, дополнительно должна быть проведена проверка выполнения следующего критерия: переток активной мощности в контролируемом сечении в направлении дефицитной энергосистемы (энергорайона), отделение которой на изолированную работу от Единой энергетической системы России происходит в результате отключения связей контролируемого сечения и установленная мощность электростанций на территории которой превышает 70% от максимального потребления активной мощности, не должен превышать величины 40% от потребления активной мощности в указанной энергосистеме (энергорайоне) после действия устройств (комплексов) ПА на отключение нагрузки потребителей (с учетом их эффективности), пусковым фактором которых является отключение связей контролируемого сечения (автоматика предотвращения нарушения устойчивости, дополнительная автоматическая разгрузка) или скорость снижения частоты (дополнительная автоматическая разгрузка), увеличенной на величину объема управляющих воздействий от указанных устройств (комплексов) ПА.
• В 2019 году водность была ниже средних многолетних величин за исключением
II-го квартала, в котором водность наблюдалась близкая к средним многолетним значениям. Упущенная выгода за 2019 год составила порядка 1,9 млн. руб. и пришлась она на II-й квартал.
• В 2020 году водность была выше средних многолетних значений. Упущенная выгода за год составила бы 25,3 млн. руб. (в случае ввода в работу ГГ-3 ГЭС-6 из КР в плановые сроки – 21.04.2020г). Упущенная выгода во II-ом квартале 2020 года – порядка 9,5 млн. руб.
• Если арифметически рассчитать среднюю упущенную выгоду во II-ом квартале (период весеннего паводка – ежегодное явление) 2019 и 2020 гг., то можно предположить, что упущенная выгода будет ежегодно составлять в среднем около 5,7 млн. руб.
Таблица 2.1 - Недовыработка по КВГЭС в связи с ограничением СО на загрузку за 2019 год
Период Недовыработка Беломорской ГЭС (ГЭС-6), МВт*ч Недовыработка Выгостровской ГЭС (ГЭС-5), МВт*ч Суммарная недовыработка, МВт*ч Упущенная прибыль, млн.руб.
апрель 213,55 339,51 553,05 0,768
май 2 850,04 1 562,40 4 412,44 0,578
июнь 325,57 345,12 670,70 0,526
Итого: 5 636,19 1,872
Таблица 2.2 - Недовыработка по КВГЭС в связи с ограничением СО на загрузку за 2020 год.
Период Недовыработка Маткожненская ГЭС (ГЭС-3), МВт*ч Недовыработка Палакоргской ГЭС (ГЭС-7), МВт*ч Недовыработка Выгостровской ГЭС (ГЭС-5), МВт*ч Недовыработка Беломорской ГЭС (ГЭС-6), МВт*ч Суммарная недовыработка, МВт*ч Упущенная прибыль, млн.руб.
апрель 1531,8 1644,5 3176,3 2,980
май 3161,4 3161,4 2,808
июнь 2445,1 1912,3 4357,3 3,761
июль 508,2 2110,9 2619,2 2,750
август 474,3 2424,5 2898,8 2,875
сентябрь 1338,6 986,7 2325,3 2,281
октябрь 763,2 1153,2 1916,5 1,545
ноябрь 2710,7 3627,9 6338,5 5,564
декабрь 754,8 754,8 0,766
Итого: 27 548,08 25,330
3. Анализ и выбор среди различных решений проблемы ограничений по загрузке ВЛ
Ограничения по загрузке ВЛ 110 кВ Кемь-Беломорск (Л-115) не позволяет сбалансировать нагрузку на станциях, исходя из этого теряется часть вырабатываемой мощности каскада Выгских ГЭС.
Рисунок 3 – Текущая схема соединений воздушных линий Выгского Каскада
Таблица 3 – Пропускная способность воздушных линий Выгского Каскада
Воздушные линии Выгского Каскада Пропускная способность линий, МВт
110 кВ Кемь-Беломорск (Л-115) – 97-125
ВЛ 110 кВ Беломорская ГЭС-Беломорск (Л-113) 90
ВЛ 110 кВ Выгостровская ГЭС-Беломорск (Л-114) 90
В следующих этапах рассматриваются различные варианты решений по снятию ограничений Выгского Каскада, и оценка адекватности работы моделей посредством сравнения графиков экономической возможности.
3.1 Нормальная схема и единичные ремонтные схемы сети ВЛ 110 кВ Маткожненская гэс – Идель (Л-102) или ВЛ 110 кВ Маткожненская ГЭС– Палакоргская ГЭС (Л-103) или ВЛ 110 кВ Ондская ГЭС – Палакоргская ГЭС (Л-111) или ВЛ 110 кВ Ондская ГЭС – Идель (Л-112).
Рисунок 3.1 - Схема соединений воздушных линий Выгского Каскада для реализации первого варианта
При одновременном отключении Л-111 и Л-112 (протяженность более 50% на одних опорах) вся нагрузка КВГЭС развернется в Л-115 и начнет перегружать сечение при ?Рквгэс > 130МВт (в зависимости от Тнв и потребления энергорайона КВГЭС). Ограничение будет накладываться на КВГЭС. При одиночном выводе Л-111, Л-112 и Л-102 ограничения те же, что и в нормальной схеме. При одиночном выводе Л-103 ограничение накладывается на КВГЭС без ГЭС-7.
Время существования схем (по статистике за период 11.2019-11.2020) 84,2 % времени (более 307 дней) в году. Существующие ограничения станций- до 57 МВт. Наиболее подходящим решением является - организация технической возможности запуска управляющих воздействий от устройства АОПО ВЛ 110 кВ Кемь – Беломорск (Л-115) на ПС 110 кВ Беломорск (ПС 12) с контролем направления мощности (существующее устройство) на – ОГ в объёме до 57 МВт (например, за счёт организации каналов передачи (УПАСК) от ПС 110 кВ Беломорск (ПС 12) до Беломорской ГЭС (ГЭС-6) и Выгостровской ГЭС (ГЭС-5)). Это позволит полное исключение ограничений в указанных схемах сети.
3.2 Двойные ремонтные схемы ВЛ 110 кв Ондская ГЭС -Палакоргская ГЭС (Л-111) и (или) транзита 110 кВ Ондская ГЭС -Идель-Маткожненская ГЭС и ВЛ110 кВ беломорская ГЭС -Беломорск (Л-113) (ВЛ 110 кВ Маткожненская ГЭС - Беломорская ГЭС (Л-104)) или ВЛ 110 кВ Выгостровская ГЭС - Беломорск (Л-114) (ВЛ110 кВ Маткожненская ГЭС - Выгостровская ГЭС (Л-105).
Рисунок 3.2 – Схема соединений воздушных линий Выгского Каскада для реализации второго варианта
При выводе в ремонт: Л-111 и Л-112 (перегруз сечения Л-115); Л-111 и Л-102 (перегруз сечения Л-115); Л-111 и Л-113 (перегруз сечения Л-114 при ававарийном отключении Л-102 или Л-112); Л-111 и Л-114 (перегруз сечения Л-113 при аварийном отключении Л-102 или Л-112). Ограничение будет накладываться на КВГЭС.
Время существования схем (по статистике за период 11.2019-11.2020): 8,5 % времени (более 31 дня) в году. Существующее ограничение: 70 МВт. Наиболее подходящим решением является - установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Беломорская ГЭС – Беломорск (Л-113) на Беломорской ГЭС (ГЭС-6) и АОПО ВЛ 110 кВ Выгостровская ГЭС – Беломорск (Л-114) на Выгостровской ГЭС (ГЭС-5) с действием на ОГ указанных станций. Это приводит к снижению величины ограничений в указанных схемах сети на величину до 67 МВт (до величины не более 3 МВт).
3.3 Нормальная схема и единичные ремонтные схемы сети с отключением ВЛ 110 кВ Маткожненская ГЭС – Идель (Л-102) или ВЛ 110 кВ Маткожненская ГЭС – Палакоргская ГЭС (Л-103) или ВЛ 110 кВ Ондская ГЭС – Палакоргская ГЭС (Л-111) или ВЛ110 кВ Ондская гэс – Идель (Л-112).
Рисунок 3.3- Схема соединений воздушных линий Выгского Каскада для реализации третьего варианта
Время существования схем (по статистике за период 11.2019-11.2020) 84,2 % времени (более 307 дней) в году. Существующие ограничения станций- до 57 МВт. Реконструкция ВЛ 110 кВ Ондская ГЭС – Палакоргская ГЭС (Л-111) и ВЛ 110 кВ Ондская ГЭС – Идель (Л-112) с сооружением дополнительных опор на участке не менее 50% длины более короткой линии (не менее 13 км) в целях ликвидации общей подвески.
3.4 Анализ выбора наиболее оптимального варианта реализации
Применение устройств противоаварийной автоматики, в том числе устройств автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО), позволяет увеличить величину передаваемой мощности в сечении без строительства дополнительных линий электропередачи или установки дополнительного оборудования. В существующих устройствах АОПО используется сезонный принцип изменения уставок, когда уставки изменяются эксплуатирующим персоналом два раза в год (при переходе на зимние или летние уставки), или автоматический принцип изменения уставок при изменении температуры окружающего воздуха. Сезонный принцип изменения уставок устройств АОПО имеет недостатки, которые при определенных условиях могут привести к перегрузке линий электропередачи или оборудования, недоиспользованию пропускной способности линий электропередачи или оборудования, что, в свою очередь, может привести к реализации излишних управляющих воздействий устройств АОПО. В следствие этого проекты 1 и 2 являются более экономически выгодными и сроки окупаемости в разы меньше.
Анализируя полученные результаты моделирования, можно сделать была составлена таблица.
Таблица 3.4-Сводная таблица технико-экономических показателей
Мероприятие Существующие ограничения, МВт Прогнозируемые ограничения, МВт Прогнозируемые затраты, млн. руб Срок окупаемости
1 57
0 20
9 месяцев
2 70
3 20
9 месяцев
3 57
45 45 20 месяцев
3.5 Выбор оборудования для реализации проекта
По мере развития электроэнергетических систем наряду с известными преимуществами объединения ЭЭС на параллельную работу проявляются и качественно новые негативные особенности их функционирования, определяемые взаимосвязанностью и взаимозависимостью разнообразных объектов ЭЭС через технологию, режимы и управление, усилением взаимного влияния режимов отдельных частей системы, усложнением характера переходных процессов при возмущениях.
В итоге возрастает опасность каскадного развития аварий, наиболее тяжелые из которых могут сопровождаться существенными неблагоприятными последствиями для потребителей электроэнергии и расстройством функционирования народного хозяйства в целом.
Традиционно в российской электроэнергетике для построения каналов РЗА используются высокочастотные тракты по линиям электропередачи ЛЭП систем противоаварийной автоматики (ПА) – каналы передачи аварийных сигналов и команд. Обусловлено это не только историей развития техники, но и тем, что сами ЛЭП – объекты защиты, а организованные по ним ВЧ каналы напрямую связывают защищаемые объекты энергосистем.
С развитием в электроэнергетике инфраструктуры волоконно-оптических кабелей и цифровых систем передачи информации появились аналоги работающих по ВЧ каналам систем РЗА как сами защиты, так и каналообразующее оборудование цифровые устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК). Однако использование ВОК только для цифровых устройств и систем РЗА на средних и больших расстояниях оказывается экономически неэффективными. Далеко не всегда существующие системы РЗА, использующие только ЦСПИ, могут достигнуть технической и экономической эффективности систем, использующих ВЧ каналы.
Тем не менее использование цифровых каналов связи позволяет осуществлять передачу сигналов защит и команд РЗ и ПА одновременно, причем со значительным, по сравнению с ВЧ каналами, уменьшением времени передачи команд – до 10 мс.
Также ВОЛС обладает большим количеством преимуществом при передаче команд и сигналов на средние дистанции:
- высокая ширина диапазона передачи;
-небольшое значение затухания в широкой полосе частот;
-большие участки регенерации; -защищённость от внешних электромагнитных полей;
-малая металлоёмкость линий передачи и отсутствие дефицита цветных металлов кабеля;
-отсутствие излучения радиации в окружающею среду;
-малые габариты и масса.
Поэтому остановим свой выбор на волокно-оптическом средстве передачи команд.
Для передачи команд РЗ и ПА по цифровым каналам связи используется специальное исполнение устройства АВАНТ К400. АВАНТ К400 может передавать и принимать по 32 команды, имеет два слота для организации двух независимых каналов передачи/приема. Данное устройство позволяет реализовывать различные схемы соединений для дуплексной передачи команд РЗ и ПА по выделенной ВОЛС, такие как «точка-точка», «точка-точка» с резервированием «двунаправленное кольцо» а также симплексный канал «точка-многоточка» с резервированием.
По принципу действия устройство представляет собой программируемый логический контроллер, ядром которого является блок центрального процессора. Основным
назначением блока центрального процессора является:
- обеспечение взаимодействия между всеми функциональными блоками, входящими
в состав устройства;
-выполнение процедур самодиагностики для проверки работоспособности составных частей устройства и программного обеспечения;
- прием и обработка информации, поступающей от блоков аналоговых входов тока и
напряжения, блоков дискретных входов и выходных реле, блока связи с АСУ и элементов интерфейса человек-машина;
- преобразование и обработка полученной информации по заранее заданным алгоритмам;
- вывод результатов обработки полученной информации на выходные реле, сенсорный дисплей, светодиоды, динамик, а также передача информации в АСУ.
Автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО) предназначена для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки электрооборудования и ЛЭП.
Принцип действия АОПО основан на измерении тока контролируемого присоединения и сравнении его с заданным допустимым значением нагрузки, с учетом или без учета направления мощности, передаваемой по контролируемому присоединению. АОПО действует на сигнализацию, а также реализует управляющие воздействия, направленные на разгрузку перегруженных элементов электрической сети:
- автоматическую загрузку генераторов и отключение нагрузки в дефицитной части
энергосистемы;
- делительную разгрузку турбин энергоблоков и отключение генераторов в избыточной части энергосистемы;
- деление энергосистемы для перераспределения потоков мощности и ликвидацию
перегрузки элемента сети;
- отключение с запретом АПВ перегруженного элемента сети.
При действии АОПО на отключение нагрузки может быть использовано автоматическое включение потребителей (АВП) после АОПО. Для работы АВП в АОПО предусмотрены органы пуска и останова АВП.
В устройстве может быть выполнено до 4-х АОПО (1 АОПО – 4 АОПО), для каждой из которых предусмотрено АВП (1АВП – 4АВП).
Каждая АОПО содержит следующие элементы:
- 1 ступень. Имеет отдельную уставку по току, при превышении которой действует с выдержкой времени на сигнализацию перегрузки. Выполняется ненаправленной. Логическая схема 1 ступени АОПО представлена на рисунке 1.2;
- 2 и 3 ступени идентичны. Каждая ступень имеет отдельную уставку по току и пять отдельных выдержек времени. Действует на реализацию различных управляющих воздействий, необходимых для снижения нагрузки контролируемых присоединений. Использование контроля направления мощности определяется режимом работы АОПО.
Предусмотрена возможность действовать на отключение нагрузки на удаленных энергетических объектах через устройства САОН. Логическая схема 2(3) ступени АОПО представлена на рисунке 1.3;
- 4 ступень. Имеет отдельную уставку по току, при превышении которой действует с выдержкой времени на отключение перегруженного элемента сети. Использование контроля направления мощности определяется режимом работы АОПО.
Алгоритм разрешения АВП. Имеет отдельную уставку по току, при снижении тока ниже которой разрешает включение потребителей, ранее отключенных действием АОПО.
Каждая АОПО может одновременно контролировать нагрузку 4-х присоединений, при этом на каждом присоединении контролируется ток одной фазы, так как режим перегрузки является симметричным. Кроме того, для каждого присоединения возможен контроль направления мощности.
Рисунок 3.5 – Логическая схема алгоритма
4. Надежность обеспечения генерирующей мощностью
При решении задач анализа и синтеза надежности при управлении развитием и эксплуатацией электроэнергетических систем необходимо учитывать отказы, приводящие к нарушению электроснабжения и недоотпуску электроэнергии потребителям и обусловленные следующими причинами:
- дефицитом электроэнергии из-за недостатка энергоресурсов, например, вследствие серии маловодных лет или холодных зим, приведших к срабатыванию многолетних запасов, требующим лимитирования потребления электроэнергии;
- дефицитом мощности в Единой ЭЭС (ЕЭЭС) страны или в ее отдельной объединенной ЭЭС (ОЭЭС) из-за аварийного простоя генерирующих агрегатов или превышения потребления над прогнозом нагрузки при ограниченной пропускной способности связей между ОЭЭС, не вызывающим нарушения устойчивости параллельной работы ОЭЭС, но либо требующим ограничения электропотребления по указанию диспетчерских управлений, либо приводящим к снижению частоты, что также сопровождается уменьшением потребления электроэнергии;
- автоматическим отключением потребителей для предотвращения нарушения устойчивости по основной сети ОЭЭС или межсистемным связям ЕЭЭС, т. е. для предотвращения развития аварии при коротких замыканиях на линиях, аварийных отключениях мощных блоков и т. д.;
автоматическим отключением потребителей при снижении частоты в аварийно-отделившихся дефицитных частях системы;
- прекращением электроснабжения потребителей или недопустимым снижением напряжения при аварийных отключениях линий распределительной сети, а также при их плановых ремонтах в нерезервированных сетях;
