Количественная оценка инерции в электросети

Много дискуссий о модернизации электрических систем идет об «инерции». Обычно это качественная дискуссия о том, как турбины (на гидроэлектростанциях, угольных и газовых электростанциях) с большим количеством кинетической энергии в форме углового момента и быстрой чувствительностью обеспечивают стабилизацию напряжения и частоты в масштабе четверти цикла (5 мс в сетях 50 Гц) на небольшое количество секунд.

Тем не менее, дискуссии часто замирают, потому что довольно редко можно увидеть количественную оценку этого «инерционного ответа» и определить его источник. Насколько я понимаю, сама система имеет очень низкую электрическую емкость, поэтому я думаю, что большая часть инерционного отклика происходит от вращения турбин.

Как количественно определяется инерционный отклик для национальных систем электроснабжения и каковы некоторые типичные значения инерции системы?

Этот пост ^{1 в} блоге определяет два основных источника инерции в электрической сети:

• «Классическое» поколение, обычно паровые турбины
• Крупные промышленные моторы

Вы правильно понимаете, что общая емкость системы сравнительно невелика и незначительно влияет на инерцию системы.

С точки зрения надежности, инерция системы - это хорошо. Большая инерция системы, обеспечивающей вращающуюся массу, замедляет снижение частоты в случае внезапного изменения генерации или нагрузки системы. Инерция системы помогает предотвратить срабатывание защитных механизмов сброса нагрузки, предоставляя время для компенсации систем управления, чтобы приспособить генерацию к изменяющейся среде.

Инерция стала предметом повышенного интереса, поскольку новые технологии производства возобновляемой энергии увеличили свое влияние на электрические сети. Новые возобновляемые технологии соединяют источник их генерации с электрической сетью через силовые инверторы, которые не обеспечивают инерции остальной части системы. Аналогичным образом, возобновляемые технологии позволяют отказаться от технологий старшего поколения, что приводит к уменьшению инерции системы. Это снижение инерции усугубляется уменьшением крупных промышленных двигателей.

¹ _{Обратите внимание, что этот источник немного предвзят, поскольку он продает продукт, связанный с инерцией сетки}

В этой презентации рассматриваются некоторые детали, касающиеся расчета инерции системы.

Механическая динамика моделируется дифференциальным уравнением второго порядка:

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

$\theta$ : угол (рад) ротора относительно стационарного эталона. : момент инерции. : механический момент от турбины. : электрический крутящий момент на роторе.
$J$
$T_m$
$T_e$

Оттуда вам нужно будет суммировать инерцию, предоставленную всеми основными источниками. Это, очевидно, нетривиальное упражнение, поскольку графики генерации различаются, как и графики производства для крупных отраслей. Вы также должны принять во внимание предпочтительную скорость разгона генераторов, которая будет варьироваться в зависимости от источника топлива.

Чтобы дать отрицательный ответ на ваш вопрос - я думаю, что именно эти аспекты затрудняют количественное определение инерции системы. Переменных слишком много, а среда динамична. Возможно, вы могли бы определить инерцию для небольшого региона, но, конечно, не для региона типичного органа балансирования или в национальном масштабе.

Некоторые заключительные мысли:

Пессимист может утверждать, что надежность системы обречена из-за уменьшения общей инерции системы, и что мы увидим больше отключений и отключений как часть модернизации всей энергосистемы.

Этот прогноз, вероятно, слишком мрачный, хотя. Органы балансирования могут потребовать, чтобы было доступно больше вращающихся резервов , что может обеспечить быструю (эргономическую) реакцию на локализованные дисбалансы в сети. Точно так же энергетические комитеты национального уровня могут предоставить компенсацию на арбитражном рынке для поставщиков быстрых напряжений и частот, таких как системы хранения больших объемов электроэнергии (BES).

Очевидно, что эти изменения не будут бесплатными - требуется топливо для обеспечения вращающихся резервов, а BES в масштабе сетки недешевы. Но проблемы преодолимы, даже если решения должны приниматься на основе эмпирических данных.

Инерционный отклик для генератора характеризуется его постоянной инерции, H, с единицами секунд, определяемыми как ( Samarakoon , p40):

отношение кинетической энергии, запасенной на синхронной скорости к номинальной мощности генератора кВА или МВА, .$\omega$$S$

Можно оценить эквивалентную инерционную константу для всей системы: ( Ekanayake, Jenkins, Strbac )

Значение для системы GB (в 2008 г.) оценивалось в 9 с (по Самаракуну ), которое, согласно прогнозам, уменьшится до 3 с в 2020 г. при сильном проникновении ветра.

При моделировании инерционного отклика (чаще называемого частотным откликом) систему питания можно упростить до передаточной функции ( Ekanayake, Jenkins, Strbac ):

$D$ известен как коэффициент демпфирования - термин включает в себя отклик от частотно-зависимого спроса ( Mu, Wu, Ekanayake, Jenkins, Jia ).

Доступный прокси для константы инерции является характеристикой первичного ¹ управления частотой, требуемой каждым системным оператором (МВт / Гц). Они сравниваются для 8 различных систем Rebours et al ; в диапазоне от 20570 МВт / Гц для UCTE (Союз по координации передачи электроэнергии - Европейская синхронная система) до приблизительно 600 МВт / Гц для Бельгии.

Поскольку генераторы с более низкой инерцией (например, ветер) вытесняют генераторы с более высокой инерцией (например, пар), постоянная инерции имеет тенденцию падать. Это означает, что для поддержания общей стабильности генераторы должны быстрее реагировать на внезапные изменения генерации или изменения спроса. Это часто упоминается в качестве ограничивающего фактора в связи с ветром, особенно для небольших «островных» сетей (например, Лалор, Маллан, О'Мэлли ).

^{1 - Примечание: первичный / вторичный / третичный отклик / резерв определяются по-разному в разных энергосистемах, как отмечено в Rebours .}