Cuantificación de la inercia en la red eléctrica

Mucha discusión sobre la modernización de los sistemas eléctricos se trata de "inercia". Esta suele ser una discusión cualitativa sobre cómo las turbinas (en plantas hidroeléctricas, de carbón y de gas) con mucha energía cinética en forma de momento angular y capacidad de respuesta rápida proporcionan estabilización de voltaje y frecuencia en la escala de un cuarto de ciclo (5 ms en redes de 50 Hz) a una pequeña cantidad de segundos.

Sin embargo, las discusiones a menudo se estancan porque es bastante raro ver esta "respuesta de inercia" cuantificada y su fuente identificada. Según tengo entendido, el sistema en sí tiene una capacitancia eléctrica muy baja, por lo que supongo que la mayor parte de la respuesta inercial proviene de la rotación de las turbinas.

¿Cómo se cuantifica la respuesta inercial para los sistemas eléctricos nacionales y cuáles son algunos valores típicos de la inercia del sistema?

Esta publicación de blog ¹ identifica las dos fuentes principales de inercia dentro de la red eléctrica:

• Generación "clásica", típicamente turbinas de vapor
• Grandes motores industriales

Su comprensión es correcta en que la capacidad general del sistema es comparativamente baja y proporciona un efecto insignificante a la inercia del sistema.

Desde una perspectiva de fiabilidad, la inercia del sistema es algo bueno. La gran inercia del sistema que proporciona masa rotacional ralentiza la disminución de la frecuencia en caso de que haya un cambio repentino en la generación o carga del sistema. La inercia del sistema ayuda a evitar que se activen los mecanismos protectores de desprendimiento de carga al proporcionar tiempo para que los sistemas de control de compensación ajusten la generación al entorno cambiante.

La inercia se ha convertido en un tema de mayor interés ya que las nuevas tecnologías de generación renovable han aumentado su huella en las redes eléctricas. Las nuevas tecnologías renovables conectan su fuente de generación a la red eléctrica a través de inversores de potencia que no proporcionan ninguna inercia al resto del sistema. Del mismo modo, las tecnologías renovables están permitiendo el retiro de las tecnologías de generación anterior, lo que da como resultado una menor inercia del sistema. Esta disminución en la inercia se ve agravada por una disminución en los grandes motores industriales.

¹ _{Tenga en cuenta que esta fuente está un poco sesgada ya que venden un producto relacionado con la inercia de la red}

Esta presentación incluye algunos de los detalles sobre cómo se calcula la inercia del sistema.

La dinámica mecánica se modela mediante la ecuación diferencial de segundo orden:

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

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

A partir de ahí, deberá sumar la inercia proporcionada por todas las principales fuentes contribuyentes. Obviamente, este es un ejercicio no trivial, ya que los cronogramas de generación varían al igual que los cronogramas de producción para las grandes industrias. También debe tener en cuenta la tasa de rampa preferida de los generadores, que variará según la fuente de combustible.

Para proporcionar una respuesta negativa a su pregunta, creo que son estos aspectos los que hacen que sea tan difícil discutir la inercia del sistema de manera cuantificada. Hay demasiadas variables y el entorno es dinámico. Quizás podría identificar la inercia de una región pequeña, pero ciertamente no para la región de una autoridad equilibradora típica o a escala nacional.

Algunos pensamientos finales:

El pesimista podría argumentar que la confiabilidad del sistema está condenada debido a la disminución de la inercia general del sistema y que veremos más apagones y apagones como parte de la actualización de la red eléctrica general.

Sin embargo, es probable que esa perspectiva sea demasiado sombría. Las autoridades de equilibrio pueden exigir que haya más reservas de rotación disponibles, lo que puede proporcionar una generación de respuesta rápida (er) para desequilibrios localizados dentro de la red. Del mismo modo, los comités de energía a nivel nacional pueden proporcionar compensación en el mercado de arbitraje para proveedores de voltaje y frecuencia rápidos, como los sistemas de almacenamiento eléctrico a granel a escala de red (BES).

Obviamente, esos cambios no serán gratuitos: se necesita combustible para proporcionar reservas giratorias y la escala de cuadrícula BES no es barata. Pero los desafíos son superables incluso si las decisiones deben tomarse con base en evidencia empírica.

La respuesta de inercia para un generador se caracteriza por su constante de inercia, H, con unidades de segundos, definida como ( Samarakoon , p40):

$\omega$$S$

Se puede estimar una constante de inercia equivalente para un sistema completo: ( Ekanayake, Jenkins, Strbac )

Se estimó un valor para el sistema GB (en 2008) en 9 segundos (según Samarakoon ), y se proyecta que caiga hasta 3 segundos en 2020 con una alta penetración del viento.

Al modelar la respuesta inercial (más comúnmente conocida como respuesta de frecuencia), un sistema de potencia se puede simplificar a una función de transferencia ( Ekanayake, Jenkins, Strbac ):

$D$

Un proxy disponible para la constante de inercia es la característica de control de frecuencia primaria ¹ requerida por cada operador del sistema (MW / Hz). Estos son comparados para 8 sistemas diferentes por Rebours et al ; que van desde 20570MW / Hz para UCTE (Unión para la Coordinación de Transmisión de Electricidad - sistema síncrono europeo) hasta aproximadamente 600MW / Hz para Bélgica.

A medida que los generadores de menor inercia (por ejemplo, el viento) desplazan a los generadores de mayor intertia (es decir, vapor), la constante de inercia tiende a caer. Esto significa que, para mantener la estabilidad general, los generadores deben reaccionar más rápidamente a la generación de cambios repentinos o cambios en la demanda. Esto a menudo se cita como un factor limitante en la conexión del viento, especialmente a redes de "islas" más pequeñas (por ejemplo , Lalor, Mullane, O'Malley ).

^{1 - Nota: la respuesta / reserva primaria / secundaria / terciaria se definen de diferentes maneras en diferentes sistemas de energía, como lo señala Rebours .}