какое аварийное понижение частоты тока может привести к полному останову электростанции
3.1. ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
3.1. Понижение частоты тока в энергосистеме
3.1. Понижение частоты тока в энергосистеме 
3.1.1. Частота электрического тока в энергосистемах должна поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями +/- 0,1 Гц. Понижение частоты в энергосистеме происходит из-за дефицита генерируемой мощности или из-за отключения межсистемных и внутрисистемных электрических связей.
Глубокое снижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы котлов тепловых электростанций, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин., снижении частоты ниже 48 Гц (уточняется в инструкциях организации) возникает угроза срыва питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит.
Понижение частоты ухудшает режим работы лопаточного аппарата мощных турбин, сокращает срок работы лопаток.
Работа при пониженной частоте может привести к повреждению блочных трансформаторов, узлов системы возбуждения и другого электрооборудования.
3.1.2. Применяется следующая системная автоматика для поддержания частоты и предотвращения развития аварий, о наличии (или отсутствии в данной системе) которой знает оперативный персонал электростанции для принятия правильных решений:
1) система регулирования частоты;
Если частота в результате действия АЧР не повышается более 49,3 Гц, персоналом принимаются дополнительные экстренные меры;
3.1.3. Для предотвращения возможного понижения частоты или перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей от диспетчера получают ожидаемый баланс мощности в период прохождения максимума нагрузок с выполненным анализом этого баланса и рекомендациями по его предотвращению. Для тепловых электростанций в случае ожидаемого дефицита мощности и возможного снижения частоты при необходимости могут быть выполнены следующие мероприятия:
дана команда на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;
приостановлена подготовка к выводу в ремонт генерирующего оборудования;
выведено из ремонта в пределах аварийной готовности генерирующее и другое электрооборудование, отсутствие которого снижает выдачу мощности.
3.1.4. Если частота снижается до 49,9 Гц и, несмотря на ввод диспетчером резерва мощности (резервных гидроагрегатов, ГАЭС и т.д.), снижается до 49,8 Гц, диспетчер обеспечивает восстановление частоты путем ограничения потребителей согласно инструкции.
В этих условиях персонал электростанции обеспечивает при необходимости увеличение мощности всех работающих генераторов до значения, требующегося для поддержания частоты. При этом следует обращать особое внимание на снижение частоты по сравнению с длительно установившимся сниженным уровнем частоты.
3.1.5. При работе с частотой в пределах от 49,8 до 49,3 Гц, когда должен вводится автоматически или вручную имеющийся в энергосистеме резерв, и внезапном понижении частоты относительно предшествующего установившегося значения на 0,1 Гц и более начальник смены электростанции немедленно запрашивает у диспетчера разрешение на загрузку ТЭС, принимает меры по выполнению его распоряжения (полная загрузка работающих агрегатов, включение вращающихся резервных агрегатов, см. п. 3.1.3 и т.д.).
3.1.6. При работе с частотой в пределах от 49,3 до 49,1 Гц и внезапном понижении частоты на 0,1 Гц, но не ниже 49,1 Гц (резервирование в энергосистеме недостаточно или не может быть полностью введено, возможно сработала спецочередь АЧР), начальник смены электростанции немедленно запрашивает разрешение диспетчера на полную мобилизацию резервов мощности и принимает меры по выполнению его распоряжений (дальнейшее снижение частоты приведет к работе АЧР и потере питания значительного числа потребителей). При отсутствии связи с диспетчером персонал обеспечивает набор полной нагрузки самостоятельно, в том числе и на генераторах, выведенных из резерва. Если после набора мощности частота продолжает понижаться, персонал ТЭС на агрегатах, имеющих вращающий резерв, самостоятельно увеличивает нагрузку вплоть до взятия возможных перегрузок.
Нагружение прекращается по команде диспетчера системы. О всех изменениях нагрузок электростанции и о достижении предельных нагрузок на отходящих от ТЭС линиях электропередачи дежурный персонал ТЭС немедленно докладывает диспетчеру энергообъединения. При получении от диспетчера распоряжения приостанавливается нагружение или уменьшается нагрузка агрегатов, дежурный персонал ТЭС немедленно выполняет указание, обеспечив разгрузку с максимально допустимой скоростью.
3.1.7. Если частота, несмотря на принятые меры, не поднимается выше 49,3 Гц, оперативный персонал электростанции самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера:
поднимает, если это еще не сделано, полную электрическую нагрузку на всех агрегатах, работавших ранее и введенных в работу из резерва (в том числе и на агрегатах с теплофикационной нагрузкой);
берет возможные аварийные перегрузки на генераторах и другом оборудовании;
вводит в работу электрооборудование, выведенное из ремонта в резерв в пределах аварийной готовности (см. п. 3.1.3);
задерживает отключение в ремонт и вывод в резерв агрегатов;
принимает меры к включению отключенных, но еще вращающихся паровых турбин, а также котлов, находящихся под давлением.
3.1.9. При понижении частоты до 47,5 Гц и дальнейшем понижении до конкретного значения, указываемого в инструкции организации, для предотвращения полного останова тепловых электростанций выделяются электрические с. н. на несинхронное питание от одного-двух генераторов электростанции, отключенных от сети. Возможно также отделение электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой района электросети, в котором будет восстановлена номинальная частота. Такое выделение производится действием частотной делительной автоматики АЧД или самостоятельно начальником смены электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы. Режимы работы с переводом одного-двух турбогенераторов на питание электрических с. н. оставшихся в работе турбогенераторов или с выделением части турбогенераторов на питание ограниченного района электросети с номинальной частотой, гарантирующей сохранение в работе не менее одного турбогенератора, указываются в инструкции по ликвидации аварий, разработанной в организации.
Условия, при которых необходимо выделить с. н. при понижении частоты, указываются в инструкции электростанции. Там же указываются основная схема электросети и порядок выделения турбогенераторов.
3.1.10. При определении конкретной схемы выделяемой части с. н. учитываются следующие основные положения:
трансформаторы, питающие с. н. от выделенных генераторов, обеспечивают питание с. н. двух-трех соседних агрегатов;
в состав выделенных энергоблоков входят энергоблоки, оснащенные РОУ, обеспечивающие паровые с. н.
3.1.11. За работой выделенных турбогенераторов, обеспечивающих электрические с. н. своих и соседних энергоблоков, включенных в сеть, устанавливается особый контроль. В частности, поддержание номинальной частоты вращения турбогенераторов осуществляется не только автоматическими регуляторами частоты турбин, но контролируется как с БЩУ, так и по месту.
В случае, когда создается угроза аварийного останова турбогенераторов, котлов (по давлению и температуре пара или питательной воды, вакууму, по истечении времени работы турбин при пониженной частоте и другим причинам), не связанных по собственным нуждам с выделенными турбогенераторами, они разгружаются и отделяются от электросети вместе с механизмами с. н. и нагрузкой потребителей раньше, чем их параметры потребуют полного отключения.
3.1.12. При резком понижении частоты, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия для отказа в работе автоматической частотной разгрузки (особенно на переменном оперативном токе), начальник смены электростанции самостоятельно проводит мероприятия по выделению собственных нужд на несинхронное питание (см. п. 3.1.9).
3.1.13. При значительном понижении частоты в энергообъединении и работе автоматической частотной разгрузки, делительной автоматики и противоаварийной автоматики происходит резкое изменение частоты. Оперативный персонал в этом случае:
удерживает генераторы в сети (либо разделенных участках сети) или, если создается угроза их аварийного останова, разгружает их, отключает от электросети и переводит на нагрузку с. н.;
участвует в регулировании частоты и напряжения путем экстренного набора или снижения нагрузок (активной и реактивной) с контролем загрузки транзитных линий и автотрансформаторов связи, допустимые перегрузки которых указываются в инструкции организации;
исключает при выполнении переключений в электрических схемах объединение цепей с несинхронными напряжениями, которые могут быть на сборных шинах ОРУ разных напряжений или в системах сборных шин одного напряжения, а также на секциях устройств с. н. нужд 6 и 0,4 кВ;
не допускает потерю электрических и паровых с. н. электростанции.
3.1.14. Аварийное понижение частоты до 46 Гц и менее может привести к полному останову электростанции. В этом случае персонал, если не работают или отсутствуют устройства ЧДА, принимает меры к сохранению в работе не менее одного энергоблока для обеспечения последующего разворота электростанции согласно противоаварийной инструкции организации.
Понижение частоты тока в энергосистеме
3.1.1 Частота электрического тока в энергосистемах должна поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями ±0,1 Гц. Понижение частоты в энергосистеме происходит из-за дефицита генерируемой мощности или из-за отключения межсистемных и внутрисистемных электрических связей.
Глубокое понижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы котлов тепловых электростанций, имеющих питательные электронасосы. При длительном (более 1 мин) понижении частоты ниже 48 Гц (уточняется в инструкциях организации) возникает угроза срыва питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит.
Понижение частоты ухудшает режим работы лопаточного аппарата мощных турбин, сокращает срок работы лопаток.
Работа при пониженной частоте может привести к повреждению блочных трансформаторов, узлов системы возбуждения и другого электрооборудования.
3.1.2 Применяется следующая системная автоматика для поддержания частоты и предотвращения развития аварий, о наличии (или отсутствии в данной системе) которой знает оперативный персонал электростанции для принятия правильных решений:
1) система регулирования частоты;
Если частота в результате действия АЧР не повышается выше 49,3 Гц, персоналом принимаются дополнительные, экстренные меры;
3.1.3Для предотвращения возможного понижения частоты или перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей от диспетчера получается ожидаемый баланс мощности в период прохождения максимума нагрузок с выполненным анализом этого баланса и рекомендациями по его предотвращению. Для тепловых электростанций в случае ожидаемого дефицита мощности и возможного понижения частоты при необходимости могут быть выполнены следующие мероприятия:
— дана команда на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;
— приостановлена подготовка к выводу в ремонт генерирующего оборудования;
— выведено из ремонта в пределах аварийной готовности генерирующее и другое электрооборудование, отсутствие которого снижает выдачу мощности.
3.1.4 Если частота понижается до 49,9 Гц и, несмотря на ввод диспетчером резерва мощности (резервных гидроагрегатов, ГАЭС и т.д.), понижается до 49,8 Гц диспетчер обеспечивает восстановление частоты путем ограничения потребителей согласно инструкции.
В этих условиях персонал электростанции обеспечивает при необходимости увеличение мощности всех работающих генераторов до значения, требующегося для поддержания частоты. При этом следует обращать особое внимание на понижение частоты по сравнению с длительно установившимся пониженным уровнем частоты.
3.1.5 При работе с частотой в пределах от 49,8 до 49,3 Гц, когда должен вводиться автоматически или вручную имеющийся в энергосистеме резерв, и внезапном понижении частоты относительно предшествующего установившегося значения на 0,1 Гц и более НСС немедленно запрашивает у диспетчера разрешение на загрузку ТЭС, принимает меры к выполнению его распоряжения (полная загрузка работающих агрегатов, включение вращающихся резервных агрегатов, см. п. 3.1.3 и т.д.).
3.1.6 При работе с частотой в пределах от 49,3 до 49,1 Гц и внезапном понижении частоты на 0,1 Гц, но не ниже 49,1 Гц (резервирование в энергосистеме, недостаточно или не может быть полностью введено, возможно, сработала спецочередь АЧР) НСС немедленно запрашивает разрешение диспетчера на полную мобилизацию резервов мощности и принимает меры к выполнению его распоряжений (дальнейшее понижение частоты приведет к работе АЧР и потере питания значительного числа потребителей). При отсутствии связи с диспетчером персонал обеспечивает набор полной нагрузки самостоятельно, в том числе и на генераторах, выведенных из резерва. Если после набора мощности частота продолжает понижаться, персонал ТЭС на агрегатах, имеющих вращающий резерв, самостоятельно увеличивает нагрузку вплоть до взятия возможных перегрузок.
Нагружение прекращается по команде диспетчера системы. Обо всех изменениях нагрузок электростанции и о достижении предельных нагрузок на отходящих от ТЭС линиях электропередачи дежурный персонал ТЭС немедленно докладывает диспетчеру энергообъединения. При получении от диспетчера распоряжения приостанавливается нагружение или уменьшается нагрузка агрегатов, дежурный персонал ТЭС немедленно выполняет указание, обеспечив разгрузку с максимально допустимой скоростью.
3.1.7 Если частота, несмотря на принятые меры, не поднимается выше 49,3 Гц, оперативный персонал электростанции самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера:
— поднимает, если это еще не сделано, полную электрическую нагрузку на всех агрегатах, работавших ранее и введенных в работу из резерва (в том числе и на агрегатах с теплофикационной нагрузкой);
— берет возможные аварийные перегрузки на генераторах и другом оборудовании;
— вводит в работу электрооборудование, выведенное из ремонта в резерв в пределах аварийной готовности (см. п. 3.1.3);
— задерживает отключение в ремонт и вывод в резерв агрегатов;
— принимает меры к включению отключенных, но еще вращающихся паровых турбин, а также котлов, находящихся под давлением.
3.1.9 При понижении частоты до 47,5 Гц и дальнейшем понижении до конкретного значения, указываемого в инструкции организации, для предотвращения полного останова тепловых электростанций выделяются электрические с.н. на несинхронное питание от одного-двух генераторов электростанции, отключенных от сети. Возможно также отделение электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой района электросети, в котором будет восстановлена номинальная частота. Такое выделение производится действием ЧДА или самостоятельно НСС с уведомлением диспетчера энергосистемы. Режимы работы с переводом одного-двух турбогенераторов на питание электрических с.н. оставшихся в работе турбогенераторов или с выделением части турбогенераторов на питание ограниченного района электросети с номинальной частотой, гарантирующей сохранение в работе не менее одного турбогенератора, указываются в инструкции по ликвидации аварий, разработанной в организации.
Условия, при которых необходимо выделить с.н. при понижении частоты, указываются в инструкции электростанции. Там же указывается основная схема электросети и порядок выделения турбогенераторов.
3.1.10 При определении конкретной схемы выделяемой части с.н. учитываются следующие основные положения:
— трансформаторы, питающие с.н. от выделенных генераторов, обеспечивают питание с.н. двух-трех соседних агрегатов;
— в состав выделенных энергоблоков входят энергоблоки, оснащенные РОУ, обеспечивающие паровые с.н.
3.1.11 За работой выделенных турбогенераторов, обеспечивающих электрические с.н. своих и соседних энергоблоков, включенных в сеть, устанавливается особый контроль.
В частности, поддержание номинальной частоты вращения турбогенераторов осуществляется не только автоматическими регуляторами частоты турбин, но контролируется как с БЩУ, так и по месту.
В случае когда создается угроза аварийного останова турбогенераторов, котлов (по давлению и температуре пара или питательной воды, вакууму, по истечении времени работы турбин при пониженной частоте и другим причинам, не связанных по с.н. с выделенными турбогенераторами), они разгружаются и отделяются от электросети вместе с механизмами с.н. и нагрузкой потребителей раньше, чем параметры их потребуют полного отключения.
3.1.12 При резком понижении частоты, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, вследствие которого могут создаться условия для отказа в работе автоматической частотной разгрузки (особенно на переменном оперативном токе), НСС самостоятельно проводит мероприятия по выделению с.н. на несинхронное питание (см. п. 3.1.9).
3.1.13При значительном понижении частоты в энергообъединении и работе автоматической частотной разгрузки, делительной автоматики и противоаварийной автоматики происходит резкое изменение частоты. Оперативный персонал в этом случае:
— удерживает генераторы в сети (либо разделенных участках сети) или, если создается угроза их аварийного останова, разгружает их, отключает от электросети и переводит на нагрузку с.н.;
— участвует в регулировании частоты и напряжения путем экстренного набора или снижения нагрузок (активной и реактивной) с контролем загрузки транзитных линий и автотрансформаторов связи, допустимые перегрузки которых должны быть указаны в инструкции организации;
— исключает при выполнении переключений в электрических схемах объединение цепей с несинхронными напряжениями, которые могут быть на сборных шинах ОРУ разных напряжений или в системах сборных шин одного напряжения, а также на секциях устройств с.н. б и 0,4 кВ;
— не допускает потерю электрических и паровых с.н. электростанции.
3.1.14Аварийное понижение частоты до 46 Гц и менее может привести к полному останову электростанции. В этом случае персонал, если не работают или отсутствуют устройства ЧДА, принимает меры к сохранению в работе не менее одного энергоблока для обеспечения последующего разворота электростанции согласно противоаварийной инструкции организации.
Чем страшны колебания частоты в электросети
Частота переменного тока, используемого мировыми потребителями электроэнергии, допускает два стандарта. Практически во всех странах обоих Америк, Саудовской Аравии и ряде островных государств частота электросети составляет 60Гц, в остальных странах, включая Россию, электрооборудование потребляет переменный ток промышленной частоты 50Гц. Физически частоту переменного тока электросети легко представить в виде частоты вращения генераторов электростанций, точнее их подвижных частей – роторов.
Это один из наиболее важных параметров, характеризующих электрическую сеть, недаром отклонениям частоты в стандарте качества электроэнергии уделено особое внимание. Среди продолжительных отклонений напряжения от номинальных параметров, колебания частоты стоят на первом месте, и лишь потом сосредотачивается внимание на отклонениях напряжения. Стандартом ГОСТ 32144-2013 установлено максимальное отклонение значения частоты от принятых 50 герц, которые составляют ±0.4Гц. При этом номинальные значения частоты должны находиться в пределах 50±0.2Гц.
В чем опасность отклонений от нормально допустимых значений?
Чтобы оценить ущерб, который может принести факт изменения, в частности снижения частоты переменного тока, проблему следует рассматривать в двух аспектах: технологическом и электромагнитном. В обоих вариантах изменение частоты оборачивается экономическими потерями, в той либо иной степени несущими материальный ущерб.
В первом случае снижение частоты ведет к нарушению технологических процессов, связанных с замедлением работы производственного оборудования. Иллюстрацией этому служат частотные преобразователи – регуляторы частоты, предназначенные для плавного пуска мощных электродвигателей. Таким образом, в лучшем случае падает производительность оборудования, в худшем приводит к производству брака.
Электромагнитные потери связаны с изменением баланса реактивных и активных мощностей. Это негативным образом отражается на эффективности работы электрооборудования, так, например понижению частоты питающей сети на 1% сопутствует снижение мощности нагрузки асинхронного двигателя на 3%.
Неблагоприятным образом отклонения от основной частоты сказываются на электрооборудовании с сердечниками из электротехнической стали. Разогрев магнитопроводов приводит к общему нагреву электродвигателей, силовых трансформаторов, что в целом отражается на ресурсах оборудования.
Критично к понижению частоты и собственное технологическое оборудование электростанций. При значительных отклонениях (46 … 45Гц), связанных со снижением активной мощности, наступает так называемая «лавина частоты», происходит отключение энергосистемы.
Опасны для электрооборудования ситуации в случаях повышения частоты, как правило, возникающих при резком снижении потребителями электрической энергии нагрузки. Избыточная мощность в первую очередь опасна для оборудования электростанции. Повышение частоты питающего напряжения приводит к увеличению скорости вращения двигателя асинхронного типа, однако вращательный момент при этом падает. В случае отсутствия запаса по мощности это приводит торможению электродвигателя, вплоть до полного останова.
В дилетантской среде существует ошибочное мнение, что к изменениям частоты критично качество изоляции, вызывающее ее старение. Это не совпадает с действительностью, поскольку боится изоляция воздействия высших гармоник, а отклонения в несколько герц ей не страшны. Причина деструктивных процессов материала изоляции вызвана плохой синусоидальностью напряжения обусловленной наличием гармоник, кратных частоте основного напряжения. Правда, гармоники негативным образом отражаются и на самом оборудовании, что определяет необходимость борьбы с этим явлением.
В нашей компании Вы можете заказать измерение качества электроэнергии, посмотреть информацию о стоимости и порядке проведения работ можно здесь
Остались вопросы?
Заполните форму обратно связи ниже, наши специалисты свяжутся с Вами, проконсультируют, расскажут про возможные способы решения Вашей задачи.
Содержание материала
Глава первая
ВЛИЯНИЕ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ НА РАБОТУ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Постановка задачи
Частота является одним из основных показателей качества электроэнергии. Допустимые отклонения частоты от номинальной (50 Гц) в нормальных режимах, регламентируются ГОСТ 13109 — 67 * «Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединяемых к электрическим сетям общего назначения», «Правилами устройства электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» и не должны превышать ±0,1 Гц. Допускается кратковременная работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,2 Гц. Аварийные отклонения частоты ограничиваются как по условиям работы основного и вспомогательного оборудования электростанций, так и в соответствии с требованиями ряда потребителей. В настоящей главе анализируются работа потребителей и электростанций энергосистемы при снижении частоты. Цель этого анализа — сформулировать требования к АЧР.
Допустимая длительность работы электрических станций, прежде всего ТЭС и АЭС, при снижении частоты в значительной степени определяется работой установок их собственных нужд.
Выдача мощности электростанции при снижении частоты определяется как производительностью механизмов собственных нужд электростанции, так и реакцией на снижение частоты турбин и их систем регулирования. Для анализа режимов с дефицитом активной мощности важно знать статические характеристики турбин по частоте, т. е. зависимости мощности турбин от частоты в энергосистеме.
Глубокое или длительное снижение частоты представляет опасность для лопаточного аппарата турбин из-за возможности развития резонансных явлений и повреждения лопаток. В связи с этим допустимые глубина и длительность снижения частоты для турбин ТЭС и АЭС нормируются.
В современных энергосистемах основная часть энергии вырабатывается блочными ТЭС высокого давления, с каждым годом увеличивается мощность АЭС, поэтому особую важность приобретают вопросы работы ТЭС и АЭС в аварийных ситуациях с понижением частоты. Эти вопросы целесообразно проанализировать как для случаев отсутствия на блоках вращающихся резервов мощности, так и при их наличии, поскольку мобилизация вращающихся резервов мощности, являясь действенным средством ликвидации аварийной ситуации, существенно зависит от вида регулирования котлов, реакторов и турбин.
Для того чтобы выявить требования к АЧР с точки зрения потребителей, необходимо проанализировать прежде всего статические характеристики нагрузки энергосистемы по частоте, т. е. зависимости мощности, потребляемой нагрузкой, от частоты в энергосистеме.
Снижение частоты в энергосистеме приводит, как правило, к одновременному снижению напряжения в узлах нагрузки, что, с одной стороны, может существенно влиять на статические характеристики нагрузки по частоте и, с другой стороны, в наиболее неблагоприятных случаях может приводить к массовым отключениям потребителей.
Для анализа реакции энергосистемы на возникновение дефицита мощности особый интерес представляет статическая характеристика энергосистемы (энергообъединения) по частоте в целом, т. е. зависимость суммарной нагрузки энергосистемы от частоты. При этом следует различать статическую характеристику энергосистемы после действия автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ) турбин и аналогичную характеристику после последующей реакции на возникшее возмущение тепловой и реакторной части электростанций (котлов, реакторов и их систем регулирования).
Статические характеристики по частоте определяют установившиеся отклонения частоты в энергосистеме после возникновения небаланса мощности. Для выбора принципов построения и уставок АЧР, анализа протекания переходных процессов в энергосистеме Необходимо знание динамических характеристик энергосистемы по частоте.
Статические характеристики нагрузки энергосистемы по частоте
Статические характеристики активной мощности нагрузки по частоте. Электрическая энергия, вырабатываемая генераторами, потребляется различными нагрузками. В состав узлов нагрузки входят разные электроприемники. При изменений частоты в энергосистеме изменяется и мощность нагрузки. Под статическими характеристиками по частоте отдельных электроприемников, узлов нагрузки или нагрузки энергосистемы в целом понимают зависимость их активной и реактивной мощности от частоты 
(1.1)
определенные при таких медленных изменениях режима, что каждую точку этой зависимости можно считать точкой установившегося режима.
Исследованию статических характеристик нагрузки посвящено большое число работ как у нас в стране, так и за рубежом. Для анализа таких характеристик использовались расчетные методы, эксперименты на физических моделях и в энергосистемах.
Поскольку протекание процессов, связанных с изменением частоты, определяется в значительной степени характеристиками активной мощности нагрузки, остановимся на них более подробно. Проанализируем характеристики отдельных электроприемников, считая сначала, что в точке их подключения напряжение поддерживается неизменным (U=const).
Активная мощность, потребляемая осветительными и частично бытовыми установками, а также некоторыми металлургическими объектами (печи сопротивления, дуговые печи), от частоты практически не зависит (рис. 1.1)
Рн = const. (1.2)
Такая нагрузка зависит только от напряжения
0-3)
где кп — постоянный коэффициент; β = 1,6 для ламп накаливания, β = 2 для R= const, в среднем β=1,8.
Активная мощность, потребляемая люминесцентными лампами, зависит от частоты, уменьшаясь на 0,5 — 0,8% при снижении частоты на 1% (рис. 1.1), и в меньшей степени зависит от напряжения. Статические характеристики по частоте асинхронных и синхронных двигателей могут быть различными и определяются теми механизмами, которые двигатели приводят во вращение (рис. 1.1, 1.2).
У синхронного двигателя, частота вращения которого прямо пропорциональна частоте сети, электромагнитный момент М и равный ему момент сопротивления приводимого механизма Мс связаны с активной мощностью, потребляемой двигателем, известным соотношением 
(1.4)
где 2π
— угловая частота вращения двигателя; к — постоянный коэффициент.