Quantificação de inércia na rede elétrica

Muita discussão sobre a modernização dos sistemas elétricos é sobre "inércia". Geralmente, é uma discussão qualitativa sobre como turbinas (em usinas hidrelétricas, de carvão e gás) com muita energia cinética na forma de momento angular e rápida capacidade de resposta fornecem estabilização de tensão e frequência na escala de quarto de ciclo (5ms em redes de 50Hz) para um pequeno número de segundos.

No entanto, as discussões geralmente param porque é muito raro ver essa "resposta inercial" quantificada e sua fonte identificada. Pelo que entendi, o sistema em si tem uma capacitância elétrica muito baixa, então acho que a maior parte da resposta inercial vem da rotação das turbinas.

Como a resposta inercial é quantificada para os sistemas nacionais de eletricidade e quais são alguns valores típicos da inércia do sistema?

Esta postagem no blog ¹ identifica as duas principais fontes de inércia na rede elétrica:

• Geração "clássica", geralmente turbinas a vapor
• Motores industriais de grande porte

Seu entendimento é correto, pois a capacidade geral do sistema é comparativamente baixa e fornece um efeito insignificante à inércia do sistema.

Do ponto de vista da confiabilidade, a inércia do sistema é uma coisa boa. A grande inércia do sistema que fornece massa rotacional diminui o declínio na frequência, caso ocorra uma mudança repentina na geração ou carga do sistema. A inércia do sistema ajuda a impedir que os mecanismos protetores de descarte de carga entrem em ação, fornecendo tempo para que os sistemas de controle de compensação ajustem a geração ao ambiente em mudança.

A inércia se tornou um assunto de maior interesse, à medida que novas tecnologias de geração renovável aumentaram sua presença em redes elétricas. As tecnologias renováveis ​​mais recentes conectam sua fonte de geração à rede elétrica através de inversores de energia que não fornecem inércia ao restante do sistema. Da mesma forma, as tecnologias renováveis ​​estão permitindo a retirada de tecnologias de geração mais antiga, o que resulta em menos inércia do sistema disponível. Esse declínio na inércia é agravado por uma diminuição nos grandes motores industriais.

¹ _{Observe que essa fonte é um pouco tendenciosa, pois eles vendem um produto relacionado à inércia da grade}

Esta apresentação detalha alguns detalhes sobre como a inércia do sistema é calculada.

A dinâmica mecânica é modelada pela equação diferencial de segunda ordem:

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

$\theta$
$J$
$T_m$
$T_e$

A partir daí, você precisaria somar a inércia fornecida por todas as principais fontes de contribuição. Obviamente, esse é um exercício não trivial, pois os cronogramas de geração variam, assim como os cronogramas de produção para grandes indústrias. Você também deve levar em consideração a taxa de rampa preferida dos geradores, que variará com base na fonte de combustível.

Para fornecer uma resposta negativa à sua pergunta - acho que são esses aspectos que dificultam a discussão da inércia do sistema de maneira quantificada. Existem muitas variáveis ​​e o ambiente é dinâmico. Talvez você possa identificar a inércia para uma região pequena, mas certamente não para a região de uma autoridade de equilíbrio típica ou em escala nacional.

Alguns pensamentos finais:

O pessimista pode argumentar que a confiabilidade do sistema está condenada devido à diminuição da inércia geral do sistema e que veremos mais quedas de energia e cortes de energia como parte da atualização da rede elétrica em geral.

Essa perspectiva é provavelmente um pouco sombria, no entanto. As autoridades de balanceamento podem exigir que mais reservas de fiação estejam disponíveis, o que pode fornecer geração mais rápida de respostas para desequilíbrios localizados na rede. Da mesma forma, os comitês de energia em nível nacional podem fornecer compensação no mercado de arbitragem para fornecedores de voltagem e frequência rápidos, como sistemas de armazenamento elétrico a granel em escala de rede (BES).

Obviamente, essas mudanças não serão gratuitas - é preciso combustível para fornecer reservas de fiação e o BES em escala de rede não é barato. Mas os desafios são superáveis, mesmo que as decisões devam ser tomadas com base em evidências empíricas.

A resposta inercial para um gerador é caracterizada por sua constante de inércia, H, com unidades de segundos, definidas como ( Samarakoon , p40):

$\omega$$S$

Uma constante de inércia equivalente para um sistema inteiro pode ser estimada: ( Ekanayake, Jenkins, Strbac )

Um valor para o sistema GB (em 2008) foi estimado em 9s (por Samarakoon ), projetado para cair até 3s em 2020 com uma alta penetração do vento.

Ao modelar a resposta inercial (mais conhecida como resposta de frequência), um sistema de energia pode ser simplificado para uma função de transferência ( Ekanayake, Jenkins, Strbac ):

$D$

Um proxy disponível para a constante de inércia é a característica de controle de frequência primária ¹ exigida por cada operador do sistema (MW / Hz). Estes são comparados em 8 sistemas diferentes por Rebours et al ; variando de 20570MW / Hz para UCTE (União para a Coordenação de Transmissão de Eletricidade - sistema síncrono europeu) a aproximadamente 600MW / Hz para a Bélgica.

Como os geradores de inércia mais baixa (por exemplo, vento) deslocam os geradores de intertia mais altos (por exemplo, vapor), a constante de inércia tende a cair. Isso significa que, para manter a estabilidade geral, os geradores devem reagir mais rapidamente à geração repentina de mudanças ou à demanda. Isso é freqüentemente citado como um fator limitante na conexão do vento, especialmente para redes menores de "ilhas" (por exemplo , Lalor, Mullane, O'Malley ).

^{1 - Nota: a resposta / reserva primária / secundária / terciária é definida de diferentes maneiras em diferentes sistemas de energia, conforme observado por Rebours .}