Quantificazione dell'inerzia sulla rete elettrica

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Molte discussioni sulla modernizzazione dei sistemi elettrici riguardano l '"inerzia". Di solito si tratta di una discussione qualitativa su come le turbine (negli impianti idroelettrici, a carbone e a gas) con molta energia cinetica sotto forma di momento angolare e reattività rapida forniscono stabilizzazione di tensione e frequenza su scala del quarto di ciclo (5 ms in reti a 50Hz) per un piccolo numero di secondi.

Tuttavia, le discussioni spesso si bloccano perché è abbastanza raro vedere quantificata questa "risposta inerziale" e identificata la sua fonte. A quanto ho capito, il sistema stesso ha una capacità elettrica molto bassa, quindi immagino che la maggior parte della risposta inerziale provenga dalla rotazione delle turbine.

Come viene quantificata la risposta inerziale per i sistemi elettrici nazionali e quali sono alcuni valori tipici dell'inerzia del sistema?

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— EnergyNumbers
fonte

Tenere presente che tutti i macchinari rotanti sincroni collegati alla griglia contribuiscono alla sua "inerzia". Ciò include motori e generatori.

— Dave Tweed,

La parola chiave appropriata è "stabilità transitoria". Corretto che la maggior parte dell'inerzia proviene da macchinari rotanti. I vecchi generatori a carbone hanno un'inerzia molto elevata. Le nuove turbine a gas aeroderivate (ovvero i motori a reazione collegati agli alternatori) sono leggere e non presentano molta inerzia.

— Li-aung Yip,

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Questo post sul blog ¹ identifica le due principali fonti di inerzia all'interno della rete elettrica:

Generazione "classica", in genere turbine a vapore
Grandi motori industriali

La vostra comprensione è corretta in quanto la capacità complessiva del sistema è relativamente bassa e fornisce un effetto trascurabile all'inerzia del sistema.

Dal punto di vista dell'affidabilità, l'inerzia del sistema è una buona cosa. La grande massa rotazionale che fornisce l'inerzia del sistema rallenta il declino della frequenza in caso di improvvisi cambiamenti nella generazione o nel carico del sistema. L'inerzia del sistema aiuta a prevenire l'attivazione dei meccanismi di protezione del carico, fornendo tempo per compensare i sistemi di controllo per adeguare la generazione all'ambiente in evoluzione.

L'inerzia è diventata un argomento di maggiore interesse poiché le nuove tecnologie di generazione rinnovabile hanno aumentato il loro impatto sulle reti elettriche. Le più recenti tecnologie rinnovabili collegano la loro fonte di generazione alla rete elettrica tramite inverter di potenza che non forniscono inerzia al resto del sistema. Allo stesso modo, le tecnologie rinnovabili stanno consentendo il ritiro delle tecnologie di vecchia generazione che si traducono in una minore inerzia del sistema disponibile. Questo declino dell'inerzia è aggravato da una diminuzione dei grandi motori industriali.

¹_{Si noti che questa fonte è un po 'distorta in quanto vendono un prodotto correlato all'inerzia della griglia}

Questa presentazione fornisce alcuni dettagli su come viene calcolata l'inerzia del sistema.

Le dinamiche meccaniche sono modellate dall'equazione differenziale del secondo ordine:

$J\frac{d^2\theta}{dt^2}=T_m - T_e$

$\theta$ : angolo (rad) del rotore rispetto a un riferimento stazionario. : momento d'inerzia. : coppia meccanica dalla turbina. : coppia elettrica sul rotore.
$J$
$T_m$
$T_e$

Da lì, dovresti sommare l'inerzia fornita da tutte le principali fonti che contribuiscono. Questo è ovviamente un esercizio non banale poiché i programmi di generazione variano così come i programmi di produzione per le grandi industrie. Devi anche tener conto della velocità di rampa preferita dei generatori che varierà in base alla fonte di combustibile.

Per fornire una risposta negativa alla tua domanda, penso che siano questi aspetti che rendono così difficile discutere l'inerzia del sistema in modo quantificato. Ci sono troppe variabili e l'ambiente è dinamico. Potresti forse identificare l'inerzia per una piccola regione, ma certamente non per la regione di una tipica autorità di bilanciamento o su scala nazionale.

Alcuni pensieri conclusivi:

Il pessimista potrebbe sostenere che l'affidabilità del sistema è condannata a causa della diminuzione dell'inerzia complessiva del sistema e che vedremo più blackout e blackout come parte dell'aggiornamento della rete elettrica complessiva.

Quella prospettiva è probabilmente un po 'troppo desolante. Le autorità di bilanciamento possono richiedere la disponibilità di più riserve di spinning , che possono fornire una rapida (er) risposta alla risposta per gli squilibri localizzati all'interno della griglia. Allo stesso modo, i comitati energetici a livello nazionale possono fornire una compensazione nel mercato degli arbitraggi per i fornitori di alta tensione e frequenza come i sistemi di accumulo elettrico su larga scala (BES).

Ovviamente, questi cambiamenti non arriveranno gratuitamente: ci vuole carburante per fornire riserve rotanti e i BES su scala di rete non sono economici. Ma le sfide sono superabili anche se le decisioni devono essere prese sulla base di prove empiriche.

@EnergyNumbers Credo che l'equilibrio saldi. Per Wikipedia sulle unità SI , il lato destro è in Watt, che è kg*m^2*s^-3. Il lato sinistro sembra essere kg*m^2*s^-2* s^-1. Il momento d'inerzia è kg*m^2e il momento d'inerzia rotazionale èkg*m^2*s^-2

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La risposta inerziale per un generatore è caratterizzata dalla sua costante di inerzia, H, con unità di secondi, definita come ( Samarakoon , p40):

$\omega$ $S$

H = \frac{0.5 J ω^{2}}{S}

$H = \frac{0.5J\omega^2}{S}$

È possibile stimare una costante di inerzia equivalente per un intero sistema: ( Ekanayake, Jenkins, Strbac )

H_{e q u io v un' l e n t} = \underset{g e n S}{Σ} H_{g e n} / S_{g e n}

$H_{equivalent} = \sum_{gens} H_{gen}/S_{gen}$

Un valore per il sistema GB (nel 2008) è stato stimato a 9 secondi (da Samarakoon ), che dovrebbe scendere fino a 3 secondi nel 2020 con una forte penetrazione del vento.

Quando si modella la risposta inerziale (più comunemente indicata come risposta in frequenza), un sistema di alimentazione può essere semplificato in una funzione di trasferimento ( Ekanayake, Jenkins, Strbac ):

\frac{1}{2 H_{e q u io v un' l e n t} S + D}

$\frac{1}{2H_{equivalent}s +D}$

$D$

Un proxy disponibile per la costante di inerzia è la caratteristica di controllo di frequenza primario ¹ richiesta da ciascun operatore di sistema (MW / Hz). Questi sono confrontati per 8 sistemi diversi da Rebours et al ; che vanno da 20570 MW / Hz per UCTE (Unione per il coordinamento della trasmissione di elettricità - sistema sincrono europeo) a circa 600 MW / Hz per il Belgio.

Poiché i generatori di inerzia più bassa (ad es. Il vento) sostituiscono i generatori di intertia più elevata (cioè il vapore), la costante di inerzia tende a cadere. Ciò significa che, per mantenere la stabilità generale, i generatori devono reagire più rapidamente alla generazione di cambiamenti improvvisi o ai cambiamenti della domanda. Questo è spesso citato come fattore limitante nella connessione del vento, in particolare alle reti "insulari" più piccole (ad esempio Lalor, Mullane, O'Malley ).

^{1 - Nota: la risposta / riserva primaria / secondaria / terziaria sono definite in modi diversi su diversi sistemi di alimentazione, come osservato da Rebours .}

— atomh33ls
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