Modos de carga de sistemas de energia e distribuição de carga ideal entre usinas de energia

A forma como a energia é consumida e, portanto, a carga nos sistemas é desigual: tem flutuações características em um dia, bem como flutuações sazonais em um ano. Essas flutuações são determinadas principalmente pelo ritmo de trabalho das empresas — consumidoras de energia elétrica, relacionadas a esse ritmo de vida da população, em menor medida — por fatores geográficos.

Em geral, o ciclo diário é sempre caracterizado por uma maior ou menor redução do consumo noturno, para o ciclo anual — nos meses de verão. A profundidade dessas flutuações de carga depende da composição dos usuários.

As empresas que trabalham 24 horas por dia, especialmente com predominância de processos tecnológicos contínuos (metalurgia, química, indústria de mineração de carvão), têm quase o mesmo modo de consumo.

As empresas do setor metal-mecânico e de construção de máquinas, mesmo com trabalho em três turnos, apresentam oscilações perceptíveis no consumo de energia associadas à usual diminuição da atividade produtiva durante o período noturno. Ao trabalhar em um ou dois turnos à noite, observa-se uma queda acentuada no consumo de energia. Uma diminuição notável no consumo também é observada nos meses de verão.

Flutuações ainda mais acentuadas no consumo de energia são características das empresas alimentícias e da indústria leve.O maior consumo desigual é observado no setor doméstico.

O modo de carga do sistema reflete todas essas flutuações no consumo de energia de forma somada e, é claro, um tanto suavizada. As condições de carga geralmente são apresentadas na forma de um cronograma de carga.

No gráfico diário, as horas são plotadas na abcissa e as cargas em MW ou % da carga máxima são plotadas nas ordenadas. A carga máxima cai mais frequentemente à noite, quando a iluminação se sobrepõe ao consumo de energia da produção. É por isso que o ponto máximo muda um pouco ao longo do ano.

Há um pico de carga nas primeiras horas da manhã, refletindo a atividade máxima de produção. À tarde, a carga diminui, à noite diminui drasticamente.

Os meses são plotados na abcissa dos gráficos anuais, e as quantidades mensais de quilowatts-hora ou cargas de pico mensais são plotadas nas ordenadas. A carga máxima cai no final do ano — devido ao seu aumento natural durante o ano.

O modo de carregamento desigual, por um lado, a variedade de equipamentos de produção de energia e suas características operacionais e técnico-econômicas, por outro lado, representam uma tarefa complexa para o pessoal do sistema para distribuição ideal de carga entre estações e unidades geradoras.

A geração de energia tem um preço. Para estações termais — são custos de combustível, além da manutenção do pessoal de serviço, reparos de equipamentos, deduções de depreciação.

Em diferentes estações, dependendo de seu nível técnico, potência, condição do equipamento, o custo específico de produção de um Vt • h é diferente.

O critério geral para distribuição de carga entre estações (e dentro de uma estação entre quarteirões) é o custo operacional total mínimo para a produção de uma determinada quantidade de eletricidade.

Para cada estação (cada unidade), os custos podem ser apresentados em relação funcional ao modo de carregamento.

A condição para o mínimo dos custos totais e, portanto, a condição para a distribuição ótima das cargas no sistema é formulada da seguinte forma: a carga deve ser distribuída de forma que a igualdade dos passos relativos das estações (unidades) seja sempre mantida.

Etapas quase relativas de estações e unidades em diferentes valores de suas cargas são calculadas com antecedência pelos serviços de despacho e são exibidas como curvas (veja a figura).

Curvas de crescimento relativo

A linha horizontal reflete a distribuição dessa carga que corresponde à condição ideal.

A distribuição ideal da carga do sistema entre as estações também tem um lado técnico.As unidades que cobrem a parte variável da curva de carga, especialmente os picos superiores agudos, são operadas sob condições de carga que mudam rapidamente, às vezes com partidas e paradas diárias.

moderno poderoso unidades de turbina a vapor não estão adaptados a tal modo de operação: levam muitas horas para iniciar, operação em modo de carga variável, especialmente com paradas frequentes, leva a um aumento de acidentes e desgaste acelerado, além de estar associado a um consumo excessivo adicional bastante sensível de combustível.

Portanto, para cobrir os "picos" de carga nos sistemas, são utilizadas unidades de outro tipo, técnica e economicamente bem adaptadas a um modo de operação com carga variável acentuada.

São ideais para este fim usinas hidrelétricas: o arranque da unidade hidráulica e a sua carga total requerem um a dois minutos, não estão associados a perdas adicionais e são tecnicamente bastante fiáveis.

As usinas hidrelétricas projetadas para atender às cargas de ponta são construídas com capacidade dramaticamente aumentada: isso reduz o investimento de capital em 1 kW, o que o torna comparável ao investimento específico em usinas termelétricas de alta potência e garante um uso mais completo dos recursos hídricos.

Como as possibilidades de construção de usinas hidrelétricas em muitas áreas são limitadas, onde a topografia da área permite obter quedas suficientemente grandes, as usinas hidrelétricas reversíveis (PPP) são construídas para cobrir os picos de carga.

As unidades de tal estação são geralmente reversíveis: durante as horas de falha do sistema à noite, elas funcionam como unidades de bombeamento, elevando a água em um reservatório alto. Durante o horário de plena carga, eles operam no modo de geração de eletricidade, energizando a água armazenada no tanque.

Eles são amplamente utilizados para cobrir os picos de carga de usinas de turbinas a gás. A inicialização leva apenas 20 a 30 minutos, o ajuste da carga é simples e econômico. Os valores de custo dos GTPPs de pico também são favoráveis.

Os indicadores da qualidade da energia elétrica são o grau de constância da frequência e da tensão. Manter uma frequência e tensão constantes em um determinado nível é de grande importância. À medida que a frequência diminui, a velocidade dos motores diminui proporcionalmente, portanto, o desempenho dos mecanismos acionados por eles diminui.

Não se deve pensar que aumentar a frequência e a tensão tenha um efeito benéfico. À medida que a frequência e a tensão aumentam, as perdas nos circuitos magnéticos e bobinas de todas as máquinas e dispositivos elétricos aumentam acentuadamente, seu aquecimento aumenta e o desgaste acelera. Além disso, a mudança na frequência e, portanto, no número de rotações dos motores geralmente ameaça a rejeição do produto.

A constância de frequência é assegurada pela manutenção da igualdade entre a potência efetiva dos motores primários do sistema e o momento mecânico oposto total que surge nos geradores a partir da interação de fluxos e correntes magnéticas. Este torque é proporcional à carga elétrica do sistema.

A carga no sistema muda constantemente.Se a carga aumentar, o torque de frenagem nos geradores torna-se maior que o torque efetivo dos motores principais, há ameaça de redução de velocidade e redução de frequência. Reduzir a carga tem o efeito oposto.

Para manter a frequência, é necessário alterar a potência efetiva total dos motores principais de acordo: um aumento no primeiro caso, uma diminuição no segundo. Portanto, para manter continuamente a frequência em um determinado nível, o sistema deve ter um suprimento suficiente de energia de espera extremamente móvel.

A tarefa de regulação de frequência é atribuída a estações designadas que operam com uma quantidade suficiente de energia livre e rapidamente mobilizada. As usinas hidrelétricas são as mais capazes de lidar com essas responsabilidades.

Para obter mais informações sobre recursos e métodos de controle de frequência, consulte aqui: Regulação de frequência no sistema de energia