В ряде случаев для упрощения расчетов и анализа фактическую гистограмму или функцию распределения заменяют кривой, соответствующей так называемому нормальному закону распределения. Нормальный закон дает хорошее приближение для многих практических случаев. Основным условием, достаточным для того, чтобы нормальный закон распределения имел место, является возможность рассмотрения данной случайной величины как суммы большого числа взаимно независимых переменных.
Последнее десятилетие 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 1980 - 1986 гг [5]. 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 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.
Во второй половине 80-х и первой половине 90-х годов положение существенно облегчилось. ЕЭС СССР, а впоследствии и ЕЭС России относительно стабильно от 90 до 99,5% календарного времени работали с частотой в соответствии с ПТЭ.
В 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, 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.
3адача 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 требованием 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 ненадёжность систем пылеприготовления и др.
Работа ТЭЦ по тепловому графику в течение большей части года, базовый режим АЭС и пылеугольных ТЭС, а 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 систем регулирования гидротурбин. Системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) работают, как правило, в режиме задания мощности со статизмом и увеличенной мёртвой зоной по частоте.
В настоящее время лишь Волжская ГЭС им. Ленина постоянно участвует в автоматическом вторичном peгулировании частоты в ЕЭС России и Братская ГЭС в автоматическом регулировании перетоков Сибирь-Казахстан. Воткинская ГЭС, оборудованная электрогидравлическими регуляторами гидротурбин, участвует в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков в сечении Урал-Центр-Средняя Волга.
Несмотря на значительную долю АЭС в Европейской части ЕЭС России и увеличение ее в будущем проблема привлечения отечественных АЭС к регулированию частоты не решена. Отступления от технических требований к маневренным характеристикам АЭС, которые не уступают зарубежным, согласованны всеми заинтересованными организациями и реально заложены в конструкцию оборудования АЭС, введенных после 1979 г., однако 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 ЛЭП тесно связана с качеством передачи информации по каналам телемеханической связи. Устаревшие устройства телемеханики, используемые на электростанциях, промежуточная обработка информации и ее прием 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, необходимости модернизации каналов телемеханики.
Для такого сложного и крупного энергообъединения как ЕЭС России особенно с учетом параллельной работы с ОЭС Украины, Белоруси, Балтии и Молдовы 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.
Вместе с тем, «Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения» по ГОСТ 13109-97, определяющие стандартный уровень частоты в ЕЭС России (50±0,2) Гц, не соответствует международной практике, а в последнее время и практике работы ЕЭС России, что вызывает необходимость пересмотра этих норм, а также соответствующих требований ПТЭ и ведомственных инструкций в сторону ужесточения.