Quantifizierung der Trägheit im Stromnetz

Viele Diskussionen über die Modernisierung von Elektrizitätssystemen drehen sich um "Trägheit". Hierbei handelt es sich normalerweise um eine qualitative Diskussion darüber, wie Turbinen (in Wasser-, Kohle- und Gasanlagen) mit viel kinetischer Energie in Form eines Drehimpulses und eines schnellen Ansprechverhaltens Spannungs- und Frequenzstabilisierung im Viertelzyklus (5 ms in 50-Hz-Gitternetzen) bieten. auf eine kleine Anzahl von Sekunden.

Die Diskussion kommt jedoch häufig zum Erliegen, da diese "Trägheitsreaktion" nur sehr selten quantifiziert und ihre Quelle identifiziert wird. Soweit ich weiß, weist das System selbst eine sehr geringe elektrische Kapazität auf, sodass der größte Teil der Trägheitsantwort auf die Drehung von Turbinen zurückzuführen ist.

Wie wird die Trägheitsreaktion für nationale Elektrizitätssysteme quantifiziert und welche typischen Werte für die Trägheit des Systems gibt es?

Dieser Blog-Beitrag ¹ identifiziert die beiden Hauptträgheitsquellen innerhalb des Stromnetzes:

• "Klassische" Generation, typisch Dampfturbinen
• Große Industriemotoren

Ihr Verständnis ist insofern richtig, als die Gesamtsystemkapazität vergleichsweise gering ist und die Systemträgheit vernachlässigbar beeinträchtigt.

Aus Sicht der Zuverlässigkeit ist die Trägheit des Systems eine gute Sache. Die Trägheit des Systems aufgrund der großen Rotationsmasse verlangsamt die Abnahme der Frequenz, falls sich die Erzeugung oder Last des Systems plötzlich ändert. Die Trägheit des Systems hilft, das Eintreten von Schutzmechanismen gegen Lastabwurf zu verhindern, indem es Zeit für die Kompensation von Steuerungssystemen zur Anpassung der Erzeugung an die sich ändernde Umgebung gibt.

Trägheit ist zu einem immer größeren Thema geworden, da neuere Technologien zur Erzeugung erneuerbarer Energie ihren Fußabdruck in Stromnetzen vergrößert haben. Neuere erneuerbare Technologien verbinden ihre Erzeugungsquelle über Wechselrichter mit dem Stromnetz, die für den Rest des Systems keine Trägheit aufweisen. Ebenso ermöglichen erneuerbare Technologien die Stilllegung von Technologien älterer Generationen, was dazu führt, dass weniger Systemträgheit zur Verfügung steht. Dieser Rückgang der Trägheit wird durch einen Rückgang der großen Industriemotoren noch verstärkt.

¹ _{Bitte beachten Sie, dass diese Quelle etwas voreingenommen ist, da sie ein Produkt im Zusammenhang mit der Netzträgheit verkauft}

Diese Präsentation befasst sich mit einigen Details zur Berechnung der Systemträgheit.

Die mechanische Dynamik wird durch die Differentialgleichung zweiter Ordnung modelliert:

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

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

Von dort müssten Sie die Trägheit aller maßgeblichen Quellen summieren. Dies ist offensichtlich eine nicht triviale Übung, da die Erzeugungspläne ebenso wie die Produktionspläne für große Industrien variieren. Sie müssen auch die bevorzugte Anstiegsrate der Generatoren berücksichtigen, die je nach Kraftstoffquelle variiert.

Um eine negative Antwort auf Ihre Frage zu geben - ich denke, es sind diese Aspekte, die es so schwierig machen, die Trägheit des Systems in quantifizierter Form zu diskutieren. Es gibt zu viele Variablen und die Umgebung ist dynamisch. Sie könnten vielleicht die Trägheit für eine kleine Region identifizieren, aber sicherlich nicht für die Region einer typischen Ausgleichsbehörde oder auf nationaler Ebene.

Einige abschließende Gedanken:

Der Pessimist könnte argumentieren, dass die Systemzuverlässigkeit aufgrund der Abnahme der Trägheit des Gesamtsystems zum Scheitern verurteilt ist und dass im Rahmen der Aufrüstung des gesamten Stromnetzes mehr Stromausfälle und Stromausfälle auftreten werden.

Dieser Ausblick ist allerdings wahrscheinlich ein bisschen zu düster. Die Ausgleichsbehörden können verlangen, dass mehr Spinnreserven zur Verfügung stehen, um bei lokalisierten Ungleichgewichten innerhalb des Netzes schnell (er) reagieren zu können. Ebenso können nationale Energiekomitees auf dem Arbitrage-Markt für schnelle Spannungs- und Frequenzanbieter wie BES-Systeme (Grid Scale Bulk Electric Storage) eine Entschädigung bereitstellen.

Offensichtlich werden diese Änderungen nicht kostenlos sein - es wird Treibstoff benötigt, um Spinnreserven bereitzustellen, und BES im Grid-Maßstab sind nicht billig. Die Herausforderungen sind jedoch auch dann zu bewältigen, wenn Entscheidungen auf der Grundlage empirischer Erkenntnisse getroffen werden müssen.

Die Trägheitsantwort für einen Generator ist durch seine Trägheitskonstante H mit Sekundeneinheiten gekennzeichnet, definiert als ( Samarakoon , S. 40 ):

das Verhältnis der bei der Synchrondrehzahl gespeicherten kinetischen Energie$\omega$$S$

Eine äquivalente Trägheitskonstante für ein gesamtes System kann geschätzt werden: ( Ekanayake, Jenkins, Strbac )

Ein Wert für das GB-System (im Jahr 2008) wurde von Samarakoon auf 9 Sekunden geschätzt , wobei ein Rückgang auf bis zu 3 Sekunden im Jahr 2020 mit einer hohen Winddurchdringung prognostiziert wurde.

Bei der Modellierung der Trägheitsantwort (allgemeiner als Frequenzantwort bezeichnet) kann ein Energiesystem zu einer Übertragungsfunktion vereinfacht werden Energiesystem ( Ekanayake, Jenkins, Strbac ) vereinfacht werden :

$D$ ist als Dämpfungskoeffizient bekannt - der Begriff kapselt die Reaktion auf frequenzabhängige Anforderungen ( Mu, Wu, Ekanayake, Jenkins, Jia ).

Ein verfügbarer Proxy für die Trägheitskonstante ist der primäre von jedem Systembetreiber geforderte Frequenzregelungskennlinie ¹ (MW / Hz). Diese werden von Rebours et al. Für 8 verschiedene Systeme verglichen . von 20570 MW / Hz für UCTE (Union für die Koordinierung der Übertragung von Elektrizität - Europäisches Synchronisationssystem) bis ca. 600 MW / Hz für Belgien.

Wenn Generatoren mit geringerer Trägheit (z. B. Wind) Generatoren mit höherer Trägheit (z. B. Dampf) verdrängen, fällt die Trägheitskonstante tendenziell ab. Dies bedeutet, dass Generatoren zur Aufrechterhaltung der allgemeinen Stabilität schneller auf plötzliche Änderungen der Erzeugung oder der Nachfrage reagieren müssen. Dies wird häufig als einschränkender Faktor bei der Verbindung von Wind, insbesondere zu kleineren "Insel" -Netzen (z Lalor, Mullane, O'Malley ).

^{1 - Hinweis: Die Primär- / Sekundär- / Tertiärreaktion / Reserve wird in verschiedenen Energiesystemen auf unterschiedliche Weise definiert, wie von Rebours angegeben .}