Tryby obciążenia systemów elektroenergetycznych i optymalny rozkład obciążenia pomiędzy elektrowniami
Sposób zużycia energii, a co za tym idzie obciążenie systemów, jest nierównomierny: ma charakterystyczne wahania w ciągu doby, jak również wahania sezonowe w ciągu roku. Wahania te determinowane są głównie rytmem pracy przedsiębiorstw — odbiorców energii elektrycznej, związanym z tym rytmem życia ludności, w mniejszym stopniu — czynnikami geograficznymi.
Ogólnie cykl dobowy charakteryzuje się zawsze większym lub mniejszym spadkiem zużycia w nocy, dla cyklu rocznego — w miesiącach letnich. Głębokość tych wahań obciążenia zależy od składu użytkowników.
Przedsiębiorstwa pracujące przez całą dobę, zwłaszcza z przewagą ciągłych procesów technologicznych (hutnictwo, chemia, górnictwo węgla kamiennego), mają prawie taki sam sposób konsumpcji.
Przedsiębiorstwa z branży metalowej i budowy maszyn, nawet przy pracy trzyzmianowej, mają zauważalne wahania zużycia energii związane z typowym spadkiem aktywności produkcyjnej podczas zmian nocnych. Podczas pracy na jedną lub dwie zmiany w nocy obserwuje się gwałtowny spadek zużycia energii. Zauważalny spadek konsumpcji obserwuje się również w miesiącach letnich.
Jeszcze większe wahania zużycia energii charakteryzują przedsiębiorstwa przemysłu spożywczego i lekkiego, przy czym największe nierównomierne zużycie występuje w sektorze gospodarstw domowych.
Tryb obciążenia systemu odzwierciedla wszystkie te wahania zużycia energii w zsumowanej i oczywiście nieco wygładzonej formie. Warunki obciążenia są zwykle przedstawiane w postaci harmonogramu obciążenia.
Na wykresie dobowym na odciętych naniesione są godziny, a na rzędnych obciążenia w MW lub % obciążenia maksymalnego. Maksymalne obciążenie najczęściej przypada na godziny wieczorne, kiedy oświetlenie nakłada się na energochłonność produkcji. Dlatego punkt maksimum przesuwa się nieco w ciągu roku.
W godzinach porannych występuje szczyt obciążenia, odzwierciedlający maksymalną aktywność produkcyjną. Po południu obciążenie spada, w nocy gwałtownie spada.
Miesiące są nanoszone na odciętych wykresów rocznych, a miesięczne ilości kilowatogodzin lub miesięczne obciążenia szczytowe są nanoszone na rzędną. Maksymalne obciążenie przypada na koniec roku — ze względu na jego naturalny wzrost w ciągu roku.
Nierównomierny tryb ładowania z jednej strony, różnorodność urządzeń do produkcji energii oraz ich charakterystyka eksploatacyjna i techniczno-ekonomiczna z drugiej stawiają przed obsługą systemu złożone zadanie optymalnego rozdziału obciążenia pomiędzy stacje i jednostki wytwórcze.
Wytwarzanie energii ma swoją cenę. Dla stacje termiczne — są to koszty paliwa, oprócz utrzymania personelu obsługi, napraw sprzętu, odpisów amortyzacyjnych.
Na różnych stacjach, w zależności od ich poziomu technicznego, mocy, stanu wyposażenia, jednostkowy koszt produkcji jednego Vt • h jest różny.
Ogólnym kryterium podziału obciążenia między stacjami (oraz w obrębie stacji między blokami) jest minimalny łączny koszt eksploatacji dla wytworzenia danej ilości energii elektrycznej.
Dla każdej stacji (każdej jednostki) można przedstawić koszty w funkcjonalnej relacji do trybu ładowania.
Warunek minimum kosztów całkowitych, a więc warunek optymalnego rozkładu obciążeń w systemie, jest sformułowany następująco: obciążenie musi być rozłożone tak, aby zawsze zachowana była równość stopni względnych stacji (jednostek).
Niemal względne kroki stacji i jednostek przy różnych wartościach ich obciążeń są z góry obliczane przez służby dyspozytorskie i wyświetlane w postaci krzywych (patrz rysunek).
Względne krzywe wzrostu
Linia pozioma odzwierciedla rozkład tego obciążenia odpowiadający warunkom optymalnym.
Optymalny rozkład obciążenia systemu pomiędzy stacjami ma również stronę techniczną.Jednostki, które pokrywają zmienną część krzywej obciążenia, zwłaszcza ostre górne szczyty, pracują w szybko zmieniających się warunkach obciążenia, czasami z codziennymi zatrzymaniami i rozruchami.
Nowoczesna potężna zespoły turbin parowych nie są przystosowane do takiego trybu pracy: uruchamiają się wiele godzin, praca w trybie zmiennego obciążenia, zwłaszcza przy częstych postojach, prowadzi do wzrostu wypadkowości i przyspieszonego zużycia, a także wiąże się z dodatkowym dość wrażliwym nadmiernym zużyciem paliwa.
Dlatego w celu pokrycia „szczytów” obciążenia w systemach stosuje się jednostki innego typu, które są technicznie i ekonomicznie dobrze przystosowane do trybu pracy z ostrym zmiennym obciążeniem.
Idealnie nadają się do tego celu elektrownie wodne: uruchomienie agregatu hydraulicznego i jego pełne obciążenie trwa od jednej do dwóch minut, nie wiąże się z dodatkowymi stratami i jest technicznie dość niezawodne.
Elektrownie wodne przeznaczone do pokrywania obciążeń szczytowych budowane są z dramatycznie zwiększoną wydajnością: zmniejsza to inwestycję kapitałową o 1 kW, co czyni ją porównywalną z konkretną inwestycją w elektrownie cieplne o dużej mocy i zapewnia pełniejsze wykorzystanie zasobów wodnych.
Ponieważ możliwości budowy elektrowni wodnych na wielu obszarach są ograniczone, gdzie ukształtowanie terenu pozwala na uzyskanie odpowiednio dużych spadów, elektrownie szczytowo-pompowe (PSPP) budowane są w celu pokrycia szczytów obciążenia.
Zespoły takiej stacji są zwykle odwracalne: w godzinach nocnych awarii systemu pracują jako zespoły pompujące, podnoszące wodę w wysoko położonym zbiorniku. W godzinach pełnego obciążenia działają w trybie wytwarzania energii elektrycznej, zasilając wodę zgromadzoną w zbiorniku.
Są szeroko stosowane do pokrywania szczytów obciążenia elektrowni z turbiną gazową. Rozruch zajmuje tylko 20-30 minut, regulacja obciążenia jest prosta i ekonomiczna. Dane dotyczące kosztów szczytowych GTPP są również korzystne.
Wskaźnikami jakości energii elektrycznej są stopień stałości częstotliwości i napięcia. Utrzymanie stałej częstotliwości i napięcia na zadanym poziomie ma ogromne znaczenie. Wraz ze spadkiem częstotliwości prędkość silników maleje proporcjonalnie, dlatego spada wydajność napędzanych przez nie mechanizmów.
Nie należy sądzić, że zwiększenie częstotliwości i napięcia ma korzystny wpływ. Wraz ze wzrostem częstotliwości i napięcia gwałtownie rosną straty w obwodach magnetycznych i cewkach wszystkich maszyn i urządzeń elektrycznych, wzrasta ich nagrzewanie i przyspiesza zużycie. Ponadto zmiana częstotliwości, a co za tym idzie liczby obrotów silników często grozi odrzuceniem produktu.
Stałość częstotliwości jest zapewniona poprzez zachowanie równości między mocą skuteczną silników pierwotnych układu a całkowitym przeciwstawnym momentem mechanicznym powstającym w generatorach w wyniku oddziaływania strumieni i prądów magnetycznych. Ten moment obrotowy jest proporcjonalny do obciążenia elektrycznego systemu.
Obciążenie układu stale się zmienia, przy wzroście obciążenia moment hamujący w generatorach staje się większy od efektywnego momentu silników głównych, grozi to zmniejszeniem prędkości i częstotliwości. Zmniejszenie obciążenia ma odwrotny skutek.
Aby utrzymać częstotliwość, konieczna jest odpowiednia zmiana całkowitej mocy efektywnej silników głównych: wzrost w pierwszym przypadku, spadek w drugim. Dlatego, aby stale utrzymywać częstotliwość na zadanym poziomie, system musi mieć wystarczające zapasy niezwykle mobilnej mocy rezerwowej.
Zadanie regulacji częstotliwości powierzane jest wyznaczonym stacjom, pracującym z wystarczającą ilością wolnej, szybko uruchamianej mocy. Elektrownie wodne najlepiej radzą sobie z tymi obowiązkami.
Aby uzyskać więcej informacji na temat funkcji i metod kontroli częstotliwości, zobacz tutaj: Regulacja częstotliwości w systemie elektroenergetycznym