Режимом электроэнергетической системы (ЭЭС) называется её состояние, определяемое загрузками электростанций (и отдельных энергоблоков) по активной и реактивной мощности, напряжениями узлов, загрузкой сетевых элементов и другими переменными величинами, называемыми параметрами режима (режимными параметрами), характеризующими процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Иногда понятие «режим» используется в более широком смысле, т.е. рассматривают как переменную также и топологию сети. Различают энергетические, гидроэнергетические и электрические режимы.
Энергетические режимы (ЭнР). Планирование ЭнР состоит в определении состава и загрузки по активной мощности (загрузка по реактивной мощности относится к электрическим режимам) электростанций различных типов (с учётом импорта из других энергосистем) для покрытия нагрузки ЭЭС и выполнения экспортных поставок в любой момент времени (обычно на каждый час), а также резервов мощности.
Энергетический режим является нормальным, если обеспечен баланс активных мощностей ЭЭС в любой момент времени при значениях частоты, соответствующих стандарту. Мерой нарушения баланса активных мощностей может служить отклонение частоты 
от номинального значения или непосредственно небаланс мощности 
, где 
– отклонение частоты от номинального значения (допустимые отклонения частоты регламентируются ГОСТ); 
– частотный статический коэффициент ЭЭС, МВт/Гц.
Оптимизация энергетического режима – покрытие нагрузки при минимальных затратах с соблюдением всех ограничений. В качестве исходной информации используются:
- прогнозы суточных графиков нагрузки ЭЭС в целом и отдельных её частей, а также графики внешних поставок электроэнергии;
- графики загрузки АЭС и других блок-станций;
- диапазоны загрузок конденсационных агрегатов, использующих различные виды топлива;
- режимы загрузки ТЭЦ по тепловому графику;
- энергетические характеристики (характеристики относительных приростов) отдельных агрегатов или их групп на ТЭС;
- расходы топлива на пуск агрегатов после остановов разной продолжительности;
- суточная выработка ГЭС и ГАЭС;
- модель электрической сети с учётом планируемых ремонтов сетевых элементов, а также значения допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях ЭЭС при указанных ремонтах.
В результате оптимизации энергетического режима получают суточные графики загрузки по активной мощности всех электростанций и как производные графики сальдо отдельных ЭЭС и энергообъединений, а также графики загрузки контролируемых межсистемных связей.
Различают долгосрочное (год, квартал, месяц) и краткосрочное (неделя, день) планирование ЭнР. При долгосрочном планировании гораздо больше неопределенностей, связанных с погодой, аварийными ремонтами генерирующего и сетевого оборудования, поэтому ориентируются на среднюю температуру окружающей среды, нормальную схему сети, а резервы мощности принимают тем больше, чем больше планируемый период. При краткосрочном планировании прогноз потребления составляется с учётом прогноза погоды, учитываются ограничения пропускной способности сетей, связанные с планами ремонтов сетевого оборудования и (или) устройств противоаварийной автоматики, а при оперативном планировании (на предстоящий час) – также аварийные ремонты и погрешности прогноза потребления.
В крупных энергообъединениях планирование ЭнР осуществляется по иерархическому принципу. При этом от областных энергосистем в ОДУ, а от ОДУ в ЦДУ поступает информация о прогнозах потребления (включая внешние обмены электроэнергией), о постоянной и регулируемой частях генерации и расходные характеристики по каждому виду электростанций.
При планировании ЭнР в том или ином виде используются разработки гидроэнергетических и электрических режимов (как правило, в виде ограничений). Это допустимые пределы загрузки отдельных электростанций и суточная выработка, допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях (между различными регионами) в полной и ремонтных схемах, получаемые на основе предварительных исследований устойчивости ЭЭС, а также для учёта изменения потерь в электрической сети – чувствительности суммарных потерь в сетях к изменению генерации (или нагрузки) в каждом из узлов схемы.
К трудностям планирования ЭнР можно отнести преодоление неравномерности суточного (недельного с учётом выходных дней) графика нагрузки.
АЭС в ЕЭС России работают в базовом режиме с высоким числом часов использования, определяемым остановами для перезагрузки топлива и ремонтов.
Технический минимум угольных энергоблоков 150–500 МВт составляет от 50 до 80%, в среднем по ЕЭС – примерно 70% и определен для каждого конкретного энергоблока с учётом его состояния, применения «подсветки» мазутом или газом. Газомазутные энергоблоки 300 МВт разгружаются, как правило, 40% (некоторые до 30), более крупные блоки – 800–1200 МВт могут разгружаться до 50–60%.
Малоэкономичные газотурбинные установки используются 1–4 ч в сутки и до 1000 ч в год. Весьма эффективны для преодоления неравномерности суточного графика ГАЭС (в ЕЭС России работает Загорская ГАЭС мощностью 6×200 МВт), несмотря на их достаточно низкий КПД – около 70%. При этом замыкающие затраты* меняются в течение суток в 3 раза и более, поскольку позволяют выровнять не только пики, но и провалы графика. ГАЭС используются в генераторном режиме 4–6 ч в сутки и до 8 ч в насосном режиме с одним-двумя циклами заполнения и сработки водохранилища в сутки.
Весьма эффективно применение зонных (по времени суток) тарифов для выравнивания графика потребления. Уменьшение тарифа в ночные часы суток и его увеличение в дневные и пиковые часы побуждают потребителей к соответствующей организации их деятельности и приводят к снижению неравномерности суммарного графика нагрузки ЭЭС.
Решающее значение в покрытии суточных графиков нагрузки ЭЭС, и в частности их резкопеременных частей, имеют ГЭС, поэтому паводковый период, когда ГЭС вынужденно работают в базе графика нагрузки для предотвращения потерь энергоресурсов, является наиболее тяжелым для ЕЭС. Их доля в европейской части ЕЭС составляет порядка 14% (для сравнения, в ОЭС Сибири это 60%), и работают они, как правило, в течение суток в резко-переменном режиме при годовом числе часов использования 3000–4000. При этом скорость изменения загрузки составляет примерно 3%/с во всем диапазоне, минимальная загрузка составляет примерно 10–15% и вытекает из требований экологии и всей совокупности водопользователей.
Гидроэнергетические режимы (ГЭР). Задача планирования ГЭР состоит в прогнозировании годовой, квартальной и месячной выработки электроэнергии на каждой ГЭС для долгосрочного планирования и в определении суточной (иногда недельной) выработки для краткосрочного планирования ЭнР. Исходной информацией для планирования ГЭР служат данные многолетних наблюдений после их статистической обработки, результаты гидрологических и метеорологических прогнозов разной перспективности и достоверности. Для разных периодов прогнозирования делаются оценки приточности, расходов, в том числе другими пользователями, естественных потерь; учитываются данные прямых измерений напора и рекомендации по сработке водохранилища, при которых максимизировалась бы выработка электроэнергии на ГЭС. Важное значение имеет подготовка водохранилища к паводку для предотвращения холостых сбросов, имея в виду его случайный характер, и сохранения в любой момент регулировочного диапазона ГЭС.
При оптимизации ЭнР задача состоит в замещении выработкой на ГЭС самых дорогих (обычно мазутных) тепловых энергоблоков.
Электрические режимы (ЭлР). Планирование электрических режимов состоит в определении состава устройств компенсации реактивной мощности и загрузки генераторов по реактивной мощности, а также состава и настройки устройств противоаварийной автоматики (ПА), обеспечивающих реализацию заданного ЭнР (как указано выше, планирование ЭнР, в свою очередь, осуществляется с учётом ограничений, вытекающих из разработок ЭлР). Оптимизация ЭлР состоит в определении состава и загрузки устройств компенсации реактивной мощности, коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов и загрузки по реактивной мощности генераторов при заданной генерации активной мощности, активной и реактивной нагрузки каждого узла и задаваемых допустимых уровней напряжения узлов, соответствующих минимуму потерь активной мощности в энергосистеме.
Другой основной задачей планирования ЭлР является определение областей допустимых режимов, необходимого состава и настройки устройств ПА в различных схемно-режимных ситуациях, в том числе перспективных, необходимых для планирования ЭнР, а также для оперативного ведения режимов с учётом возможной потери в любой момент сетевого элемента или (и) энергоблока. Данная задача решается путем вычисления предельных перетоков мощности в различных сечениях энергосистемы (слабых или потенциально слабых), математического моделирования переходных режимов, вызываемых нормативными возмущениями, с учётом действия ПА.
Различают следующие основные электрические режимы (особые режимы, такие как неполно-фазные, колебательные и др., не рассматриваются):
Нормальный режим – это установившийся режим (не считая нерегулярных колебаний, медленных и (или) незначительных флуктуаций параметров, в том числе обусловленных работой устройств регулирования частоты, напряжения и т.п.), характеризующийся длительно допустимыми значениями частоты, токов и напряжений, нормативными запасами устойчивости в данной схеме сети, устойчивым переходом к любым послеаварийным режимам, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, и установившимся послеаварийным режимом, обладающим не менее чем нормативными запасами устойчивости.
Нормальный режим характеризуется допустимыми областями режимных параметров. На практике используют максимально допустимые перетоки активной мощности в контролируемых сечениях в качестве обобщенной характеристики нормальных режимов, которые исходя из приведённой дефиниции (определения) определяются следующими условиями:
1) коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети должен составлять не менее 20%:
,
где 
– предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной схеме (нормальной, ремонтной); 
– текущее (или планируемое) значение перетока мощности; 
– амплитуда нерегулярных колебаний мощности в сечении сети; 
, 
– соответственно, суммарная нагрузка, МВт, каждой из подсистем по разные стороны от сечения; 
– соответственно при автоматическом или ручном регулировании (ограничении) перетока в сечении. Предельный переток практически всегда зависит от ряда факторов, среди которых одни влияют незначительно, другие оказывают на его значение существенное влияние. Поэтому он представляется в общем случае в виде функции учитываемых, существенно влияющих параметров 
. Остальные, неучитываемые параметры, принимаются по самому пессимистическому варианту;
2) коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы должен быть не менее 15%, т.е. 
, где 
– напряжение (текущее) в узле в этом режиме; 
– критическое напряжение в этом узле.
Это условие означает, в частности, что при исчерпании других возможностей регулирования напряжения необходимый запас по напряжению обеспечивается за счёт снижения перетока мощности в сечении:
,
где 
– переток активной мощности, при котором напряжение на промежуточных подстанциях имеет 15%-ный запас по отношению к критическому напряжению;
3) нагрузка любого элемента электрической сети не должна превышать допустимых значений (с учётом разрешенных перегрузок);
4) переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не должен превышать предельный по динамической устойчивости переток в том же сечении при всех нормативных возмущениях:
,
где 
– наименьший предел динамической устойчивости с учётом действия автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) при каждом из нормативных возмущений для данной схемы;
5) коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, должен быть не менее 8%, т.е.
,
где 
– предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении в данной послеаварийной схеме с учётом управляющих воздействий ПА, направленных на изменение пассивных параметров сети, например, отключение шунтирующих реакторов; в частности, он может совпасть с пределом в исходной схеме при возмущении в виде аварийного небаланса мощности; 
– наброс мощности в сечении, обусловленный аварийным небалансом 
; 
– суммарные нагрузки и частотные статические коэффициенты подсистем по разные стороны сечения; 
– приращение перетока в сечении за счёт управляющих воздействий АПНУ;
6) в каждом узле и в каждом из нормативных послеаварийных режимов коэффициент запаса по напряжению должен быть не менее 10%, т.е. по аналогии с п. 2
,
где 
– напряжение в послеаварийном установившемся режиме, в том числе после действия устройств ПА, в узле схемы с наименьшим напряжением, откуда 
.
Зависимость перетока в исходном режиме от наименьшего напряжения в установившемся послеаварийном режиме строится на основе численного моделирования нормативных возмущений и действия ПА при различных исходных перетоках мощности в рассматриваемом сечении;
7) нагрузка любого элемента электрической сети в любом нормативном послеаварийном режиме её должна превышать значений, допустимых в течение 20 мин.
Принято, что диспетчерский персонал в течение указанных 20 мин должен так скорректировать установившийся послеаварийный режим с пониженными запасами устойчивости и (или) перегрузами оборудования (пп. 5–7), чтобы обеспечить выполнение условий пп. 1–3. Для этого в соответствующих инструкциях для диспетчера приводятся максимально допустимые значения перетоков мощности в контролируемых (критических) сечениях в полной и ремонтных схемах и другие необходимые указания.
Не все перечисленные ограничения являются определяющими. В частности, токовые перегрузки в ЕЭС России возникают исключительно редко, так как из-за протяженности сетей условия обеспечения статической устойчивости вызывают больше ограничений. С динамической устойчивостью на межсистемных (т.е., как правило, слабых) связях возникают проблемы гораздо реже, чем на связях отдельных крупных электростанций или энергоузлов в ЭЭС. Ограничения по напряжению чаще возникает на более низких уровнях иерархии управления и совсем редко на уровне ЦДУ. На практике допустимый переток в сечении чаще всего определяется одним-двумя из перечисленных выше семи условий.
Вынужденный режим – режим, не отвечающий хотя бы одному из перечисленных условий (пп. 1–7). Вынужденный режим не допускается в сечениях, примыкающих к АЭС. В остальных случаях работа с пониженными запасами устойчивости должна оформляться отдельным решением.
Послеаварийные режимы – режимы, возникающие в результате аварийного возмущения. Иногда также различают следующие послеаварийные режимы:
- нормативный послеаварийный режим (аварийно допустимый переток), характеризующийся запасами устойчивости, не меньшими, чем по пп. 5–7. Если эти запасы не соответствуют условиям нормального режима (пп. 1–4), то диспетчерский персонал должен их обеспечить за 20 мин;
- установившийся послеаварийный режим с меньшими, чем по пп. 5–7, запасами. Такой режим может возникнуть, если предшествующий режим не соответствовал нормальному режиму или (и) возмущение было тяжелее нормативного. При этом диспетчерский персонал также должен повышать запасы устойчивости до нормальных (регламентируемых);
- асинхронный режим – неустойчивый послеаварийный режим.
К наиболее тяжелым аварийным возмущениям относятся:
в нормальной схеме:
- отключение элемента сети после многофазного КЗ и неуспешного действия АПВ;
- отключение элемента сети после однофазного КЗ и отказа одного выключателя и действия устройства резервирования отказа выключателя;
- одновременное отключение двух цепей двухцепной линии на общих опорах или двух линий, расположенных в общем коридоре более чем на половине длины более короткой линии;
- возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения генератора или блока генераторов с общим выключателем на стороне высшего напряжения, крупной подстанции или крупного потребителя, передачи постоянного тока или ее элемента и др. При этом значение аварийного небаланса мощности не должно превышать 50% мощности наиболее крупной электростанции исследуемого района; или аварийного отключения нагрузки той же мощности;
в ремонтной схеме:
- отключение элемента сети с многофазным КЗ и неуспешным действием АПВ;
- возникновение аварийного небаланса мощности, значение которого не превышает мощности самого крупного энергоблока или двух генераторов одной реакторной установки АЭС, или аварийная потеря нагрузки той же мощности.