Quantifier l'inertie sur le réseau électrique

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Beaucoup de discussions sur la modernisation des systèmes électriques portent sur «l'inertie». Il s'agit généralement d'une discussion qualitative sur la façon dont les turbines (dans les centrales hydroélectriques, à charbon et à gaz) avec beaucoup d'énergie cinétique sous forme de moment angulaire et une réactivité rapide fournissent une stabilisation de la tension et de la fréquence à l'échelle du quart de cycle (5 ms dans les réseaux à 50 Hz) à un petit nombre de secondes.

Cependant, les discussions sont souvent au point mort car il est assez rare de voir cette «réponse inertielle» quantifiée et sa source identifiée. Si je comprends bien, le système lui-même a une très faible capacité électrique, donc je suppose que la plupart de la réponse inertielle provient de la rotation des turbines.

Comment la réponse inertielle est-elle quantifiée pour les systèmes électriques nationaux et quelles sont les valeurs typiques de l'inertie du système?

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— EnergyNumbers
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Gardez à l'esprit que toutes les machines rotatives synchrones fixées au réseau contribuent à son "inertie". Cela comprend les moteurs ainsi que les générateurs.

— Dave Tweed

Le mot clé approprié est "stabilité transitoire". Corrigez que la majorité de l'inertie provient des machines tournantes. Les vieux générateurs à charbon ont une très grande inertie. Les nouvelles turbines à gaz aérodérivatives (c'est-à-dire les moteurs à réaction attachés aux alternateurs) sont légères et n'ont pas beaucoup d'inertie.

— Li-aung Yip

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Ce billet de blog ¹ identifie les deux principales sources d'inertie au sein du réseau électrique:

Génération "classique", généralement des turbines à vapeur
Grands moteurs industriels

Votre compréhension est correcte dans la mesure où la capacité globale du système est relativement faible et fournit un effet négligeable sur l'inertie du système.

Du point de vue de la fiabilité, l'inertie du système est une bonne chose. La grande masse rotationnelle fournissant l'inertie du système ralentit la baisse de fréquence en cas de changement soudain de la génération ou de la charge du système. L'inertie du système aide à empêcher les mécanismes de délestage de protection de se déclencher en accordant du temps aux systèmes de commande de compensation pour ajuster la génération à l'environnement changeant.

L'inertie est devenue un sujet d'intérêt accru, les nouvelles technologies de production renouvelable ayant accru leur empreinte sur les réseaux électriques. Les technologies renouvelables les plus récentes connectent leur source de production au réseau électrique via des onduleurs qui ne fournissent aucune inertie au reste du système. De même, les technologies renouvelables permettent le retrait des technologies de l'ancienne génération, ce qui réduit la disponibilité de l'inertie du système. Cette baisse de l'inertie est aggravée par une diminution des gros moteurs industriels.

¹_{Veuillez noter que cette source est un peu biaisée car ils vendent un produit lié à l'inertie du réseau}

Cette présentation va dans certains détails concernant la façon dont l'inertie du système est calculée.

La dynamique mécanique est modélisée par l'équation différentielle du second ordre:

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

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

À partir de là, vous devrez additionner l'inertie fournie par toutes les principales sources de contribution. Il s'agit évidemment d'un exercice non trivial, car les calendriers de production varient, tout comme les calendriers de production des grandes industries. Vous devez également prendre en compte le taux de rampe préféré des générateurs qui variera en fonction de la source de carburant.

Pour répondre négativement à votre question - je pense que ce sont ces aspects qui rendent difficile la discussion quantifiée de l'inertie du système. Il y a trop de variables et l'environnement est dynamique. Vous pourriez peut-être identifier l'inertie pour une petite région, mais certainement pas pour la région d'une autorité d'équilibrage typique ou à l'échelle nationale.

Quelques réflexions finales:

Le pessimiste pourrait affirmer que la fiabilité du système est condamnée en raison de la diminution de l'inertie globale du système et que nous verrons plus de baisses de tension et de pannes dans le cadre de la mise à niveau du réseau électrique global.

Mais ces perspectives sont probablement un peu trop sombres. Les autorités d'équilibrage peuvent exiger que davantage de réserves tournantes soient disponibles, ce qui peut fournir une réponse plus rapide (er) aux déséquilibres localisés au sein du réseau. De même, les comités nationaux de l'énergie peuvent fournir une compensation sur le marché de l'arbitrage pour les fournisseurs de tension et de fréquence rapides tels que les systèmes de stockage électrique en vrac à l'échelle du réseau (BES).

De toute évidence, ces changements ne seront pas gratuits - il faut du carburant pour fournir des réserves de rotation, et le BES à l'échelle du réseau n'est pas bon marché. Mais les défis sont surmontables même si les décisions doivent être prises sur la base de preuves empiriques.

@EnergyNumbers Je crois que les soldes d'équation. Par Wikipedia sur les unités SI , le côté droit est en watts qui est kg*m^2*s^-3. Le côté gauche semble être kg*m^2*s^-2* s^-1. Le moment d'inertie est kg*m^2et le moment d'inertie en rotation estkg*m^2*s^-2

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La réponse inertielle d'un générateur est caractérisée par sa constante d'inertie, H, avec des unités de secondes, définie comme ( Samarakoon , p40):

$\omega$ $S$

H = \frac{0,5 J ω^{2}}{S}

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

Une constante d'inertie équivalente pour un système entier peut être estimée: ( Ekanayake, Jenkins, Strbac )

H_{e q u je v une l e n t} = \sum_{g e n s} H_{g e n} / S_{g e n}

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

Une valeur pour le système GB (en 2008) a été estimée à 9 s (par Samarakoon ), devrait chuter jusqu'à 3 s en 2020 avec une forte pénétration du vent.

Lors de la modélisation de la réponse inertielle (plus communément appelée réponse en fréquence), un système d'alimentation peut être simplifié en fonction de transfert ( Ekanayake, Jenkins, Strbac ):

\frac{1}{2 H_{e q u je v une l e n t} s + ré}

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

$D$

Un proxy disponible pour la constante d'inertie est la caractéristique de contrôle de fréquence primaire ¹ requise par chaque opérateur de système (MW / Hz). Ceux-ci sont comparés pour 8 systèmes différents par Rebours et al ; allant de 20570MW / Hz pour l'UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l'Electricité - Système synchrone européen) à environ 600MW / Hz pour la Belgique.

Comme les générateurs à faible inertie (par exemple le vent) déplacent les générateurs à intertie plus élevée (par exemple la vapeur), la constante d'inertie a tendance à chuter. Cela signifie que, pour maintenir la stabilité globale, les générateurs doivent réagir plus rapidement aux changements soudains de génération ou aux changements de la demande. Ceci est souvent cité comme un facteur limitant dans la connexion du vent, en particulier pour les petits réseaux "insulaires" (par exemple Lalor, Mullane, O'Malley ).

^{1 - Remarque: la réponse / réserve primaire / secondaire / tertiaire est définie de différentes manières sur différents systèmes d'alimentation, comme indiqué par Rebours .}

— atomh33ls
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