Modes de charge des systèmes électriques et répartition optimale de la charge entre les centrales
La façon dont l'énergie est consommée et donc la charge sur les systèmes est inégale : elle a des fluctuations caractéristiques au cours d'une journée, ainsi que des fluctuations saisonnières au cours d'une année. Ces fluctuations sont principalement déterminées par le rythme de travail des entreprises — consommatrices d'électricité, liées à ce rythme de vie de la population, dans une moindre mesure — par des facteurs géographiques.
En général, le cycle journalier est toujours caractérisé par une réduction plus ou moins importante de la consommation la nuit, pour le cycle annuel — dans les mois d'été. L'ampleur de ces fluctuations de charge dépend de la composition des utilisateurs.
Les entreprises qui travaillent 24 heures sur 24, surtout avec une prédominance des procédés technologiques continus (métallurgie, chimie, industrie charbonnière), ont quasiment le même mode de consommation.
Les entreprises des industries de la métallurgie et de la construction de machines, même avec un travail en trois équipes, ont des fluctuations notables de la consommation d'énergie associées à la diminution habituelle de l'activité de production pendant les équipes de nuit. Lorsque vous travaillez en un ou deux quarts de nuit, une forte diminution de la consommation d'énergie est observée. Une diminution notable de la consommation est également observée pendant les mois d'été.
Des fluctuations encore plus marquées de la consommation d'énergie sont caractéristiques des entreprises alimentaires et de l'industrie légère, la consommation la plus inégale étant observée dans le secteur des ménages.
Le mode de charge du système reflète toutes ces fluctuations de la consommation d'énergie sous une forme additionnée et, bien sûr, quelque peu lissée. Les conditions de charge sont généralement présentées sous la forme d'un programme de charge.
Sur le graphique journalier, les heures sont portées en abscisse et les charges en MW ou % de la charge maximale sont portées en ordonnée. La charge maximale tombe le plus souvent aux heures du soir, lorsque l'éclairage se superpose à la consommation d'énergie de production. C'est pourquoi le point maximum change quelque peu au cours de l'année.
Il y a un pic de charge le matin, reflétant une activité de production maximale. L'après-midi, la charge diminue, la nuit elle diminue fortement.
Les mois sont tracés en abscisse des graphiques annuels, et les quantités mensuelles de kilowattheures ou les charges de pointe mensuelles sont tracées en ordonnée. La charge maximale tombe à la fin de l'année — en raison de son augmentation naturelle au cours de l'année.
Mode de charge inégal, d'une part, la variété des équipements de production d'énergie et leurs caractéristiques opérationnelles et technico-économiques, d'autre part, posent une tâche complexe au personnel du système pour une répartition optimale de la charge entre les stations et les groupes de production.
La production d'électricité a un prix. Pour stations thermales — il s'agit des frais de carburant, en plus de l'entretien du personnel de service, des réparations d'équipements, des déductions pour amortissement.
Aux différentes stations, selon leur niveau technique, leur puissance, l'état des équipements, le coût de production spécifique d'un Vt • h est différent.
Le critère général de répartition de la charge entre les stations (et au sein d'une station entre les blocs) est le coût d'exploitation total minimum pour la production d'une quantité d'électricité donnée.
Pour chaque borne (chaque unité), les coûts peuvent être présentés en relation fonctionnelle avec le mode de recharge.
La condition pour le minimum des coûts totaux et donc la condition pour la répartition optimale des charges dans le système est formulée comme suit : la charge doit être répartie de manière à ce que l'égalité des pas relatifs des stations (unités) soit toujours maintenue.
Les étapes presque relatives des stations et des unités à différentes valeurs de leurs charges sont calculées à l'avance par les services de répartition et sont affichées sous forme de courbes (voir image).
Courbes de croissance relative
La ligne horizontale reflète la répartition de cette charge qui correspond à la condition optimale.
La répartition optimale de la charge du système entre les stations a également un aspect technique.Les tranches qui couvrent la partie variable de la courbe de charge, notamment les pics supérieurs aigus, sont exploitées dans des conditions de charge évoluant rapidement, avec parfois des arrêts-redémarrages quotidiens.
Puissant moderne unités de turbine à vapeur ne sont pas adaptés à un tel mode de fonctionnement : ils mettent de nombreuses heures à démarrer, le fonctionnement en mode charge variable, notamment avec des arrêts fréquents, entraîne une augmentation des accidents et une usure accélérée, et est également associé à une surconsommation supplémentaire assez sensible de carburant.
Ainsi, pour couvrir les "pics" de charge des systèmes, on utilise des unités d'un autre type, techniquement et économiquement bien adaptées à un mode de fonctionnement à forte charge variable.
Ils sont idéaux à cet effet centrales hydroélectriques: le démarrage du groupe hydraulique et sa pleine charge nécessitent une à deux minutes, ne sont pas associés à des pertes supplémentaires et sont techniquement assez fiables.
Les centrales hydroélectriques conçues pour couvrir les charges de pointe sont construites avec une capacité considérablement accrue : cela réduit l'investissement en capital de 1 kW, ce qui le rend comparable à l'investissement spécifique dans des centrales thermiques puissantes et assure une utilisation plus complète des ressources en eau.
Étant donné que les possibilités de construction de centrales hydroélectriques dans de nombreuses zones sont limitées, là où la topographie de la zone permet d'obtenir des chutes suffisamment importantes, des centrales hydroélectriques à accumulation par pompage (PSPP) sont construites pour couvrir les pics de charge.
Les unités d'une telle station sont généralement réversibles: pendant les heures de panne du système la nuit, elles fonctionnent comme des unités de pompage, élevant l'eau dans un réservoir placé en hauteur. Pendant les heures de pleine charge, ils fonctionnent en mode génération d'électricité en énergisant l'eau stockée dans le réservoir.
Ils sont largement utilisés pour couvrir les pics de charge des centrales électriques à turbine à gaz. Leur démarrage ne prend que 20 à 30 minutes, le réglage de la charge est simple et économique. Les chiffres de coût des pics GTPP sont également favorables.
Les indicateurs de la qualité de l'énergie électrique sont le degré de constance de la fréquence et de la tension. Le maintien d'une fréquence et d'une tension constantes à un niveau donné est d'une grande importance. Lorsque la fréquence diminue, la vitesse des moteurs diminue proportionnellement, donc les performances des mécanismes entraînés par eux diminuent.
Il ne faut pas croire que l'augmentation de la fréquence et de la tension a un effet bénéfique. À mesure que la fréquence et la tension augmentent, les pertes dans les circuits magnétiques et les bobines de toutes les machines et appareils électriques augmentent fortement, leur échauffement augmente et l'usure s'accélère. De plus, le changement de fréquence et donc de nombre de tours des moteurs menace souvent de rejeter le produit.
La constance de fréquence est assurée en maintenant l'égalité entre la puissance effective des moteurs primaires du système et le moment mécanique opposé total résultant dans les générateurs de l'interaction des flux magnétiques et des courants. Ce couple est proportionnel à la charge électrique du système.
La charge sur le système change constamment. Si la charge augmente, le couple de freinage dans les générateurs devient supérieur au couple effectif des moteurs principaux, il existe un risque de réduction de vitesse et de réduction de fréquence. Réduire la charge a l'effet inverse.
Pour maintenir la fréquence, il est nécessaire de modifier en conséquence la puissance totale effective des moteurs principaux : une augmentation dans le premier cas, une diminution dans le second. Par conséquent, afin de maintenir en permanence la fréquence à un niveau donné, le système doit disposer d'une alimentation suffisante en énergie de secours extrêmement mobile.
La tâche de régulation des fréquences est confiée à des stations désignées fonctionnant avec une quantité suffisante de puissance libre et rapidement mobilisée. Les centrales hydroélectriques sont les mieux placées pour assumer ces responsabilités.
Pour plus d'informations sur les fonctionnalités et les méthodes de contrôle de fréquence, voir ici : Régulation de fréquence dans le réseau électrique