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La frequenza di una rete CA rimane costante solo quando la produzione e il consumo sono perfettamente bilanciati. Se la produzione è inferiore alla domanda, la frequenza diminuisce; se la supera, la frequenza aumenta. Ciò che determina il margine di manovra della rete per reagire a questo squilibrio è l'inerzia. Negli impianti idroelettrici, termici e nucleari, il massiccio corpo rotante del generatore sincrono funge da accumulatore di energia cinetica, attenuando naturalmente l'improvviso calo o picco di frequenza nei primi secondi successivi allo squilibrio tra domanda e offerta. Gli impianti solari, eolici e a batteria, invece, si connettono alla rete tramite dispositivi di potenza (inverter), quindi non dispongono di questo effetto tampone naturale. I principi di base dell'inerzia del generatore sincrono e dell'equazione di oscillazione sono stati introdotti nel Power Systems Primer. Questo articolo approfondisce il significato pratico di tale equazione e come è possibile proteggere la frequenza in una rete in cui le fonti connesse tramite inverter svolgono un ruolo predominante.

In sintesi, in 30 secondi

  • L'inerzia è la proprietà per cui l'energia cinetica immagazzinata nel corpo rotante di un generatore sincrono (turbina più rotore) assorbe e rilascia energia in modo naturale durante un'improvvisa variazione della domanda e dell'offerta, attenuando la conseguente variazione di frequenza. Maggiore è l'inerzia, minore è la velocità di variazione della frequenza (RoCoF: Rate of Change of Frequency) per un dato scostamento tra domanda e offerta.

  • L'energia solare, eolica e le batterie collegate tramite inverter non hanno un corpo rotante meccanico, quindi non forniscono inerzia in modo naturale. Man mano che la loro quota nel mix energetico aumenta e i generatori sincroni si riducono in termini relativi, l'inerzia complessiva della rete diminuisce e la RoCoF diventa più rapida a parità di perdite di generazione.

  • Il mantenimento della frequenza si articola in tre fasi su scale temporali diverse. Nel mercato giapponese del bilanciamento della rete, la potenza di regolazione viene acquistata attraverso diverse categorie di prodotto: potenza di regolazione primaria (risposta entro 10 secondi), potenza di regolazione secondaria ①② (risposta entro 5 minuti), potenza di regolazione terziaria ① (risposta entro 15 minuti) e potenza di regolazione terziaria ② (risposta entro 60 minuti).

L'inerzia sintetica (inerzia virtuale) è una tecnologia in cui un inverter rileva la velocità di variazione della frequenza df/dt e carica o scarica istantaneamente energia da una batteria o da una fonte simile per simulare la risposta di un generatore sincrono, creando artificialmente un effetto simile all'inerzia. Il controllo di formazione della rete è oggetto di ricerca come ulteriore sviluppo di questa idea.

  • Il blackout del 2016 nell'Australia Meridionale e quello del 2019 in Gran Bretagna sono entrambi incidenti reali, oggetto di indagini approfondite, in cui la bassa inerzia della rete e l'elevata quota di fonti connesse tramite inverter sono state indicate come fattori che hanno aggravato i danni.

Anche in Giappone, con l'espansione dell'adozione delle energie rinnovabili, la garanzia dell'inerzia dell'intero sistema è diventata oggetto di studio nei consigli consultivi dell'Agenzia per le Risorse Naturali e l'Energia.

1. Cos'è l'inerzia: un salvadanaio di energia in una massa rotante

Un generatore sincrono è un corpo rotante di grandi dimensioni in cui la turbina e il rotore del generatore ruotano sullo stesso albero. Una massa rotante immagazzina energia cinetica pari a

E_{kin}=\frac{1}{2}J\omega^2

dove J è il momento d'inerzia del rotore e \omega è la velocità angolare. Quando la domanda supera improvvisamente la produzione, una parte dell'energia cinetica immagazzinata in questo corpo rotante viene prima fornita alla rete sotto forma di energia elettrica e la velocità di rotazione del rotore, ovvero la frequenza, diminuisce lentamente di una quantità corrispondente. Viceversa, se la produzione supera la domanda, parte dell'energia in eccesso agisce per accelerare il rotore e la frequenza aumenta lentamente.

Grazie a questo "cuscinetto fisico di un corpo rotante", anche quando si verifica uno squilibrio tra domanda e offerta, la frequenza non salta istantaneamente a zero, ma varia con un margine di qualche secondo. Quel margine di sicurezza è esattamente ciò che permette di guadagnare tempo fino all'intervento dei relè di protezione e della regolazione della potenza.

Diagram 1 · Use the button to switch views
The inertia of a synchronous generator's rotating body versus an inverter-connected sourceA diagram contrasting a spinning rotor that stores kinetic energy and softens frequency change on the left, with an inverter-connected source that has no mechanical rotating body on the right Spinning rotor Synchronous generator: holds kinetic energy E=½Jω² When supply-demand balance breaks, rotation speed changes gradually = frequency changes gradually Inverter (semiconductor switching) No mechanical rotating body Solar, wind, batteries: don't naturally provide inertia A "pseudo-inertial response" must be built in through control

Figura 1 — Il corpo rotante di un generatore sincrono immagazzina energia cinetica, fungendo da tampone naturale che attenua le improvvise oscillazioni tra domanda e offerta. Le fonti solari, eoliche e collegate a inverter a batteria non hanno un corpo rotante meccanico, quindi per svolgere lo stesso ruolo è necessario simularlo deliberatamente tramite il controllo.

2. L'equazione di oscillazione e RoCoF — Vedere l'inerzia in un Equazione

L'equazione di oscillazione introdotta nel Manuale sui sistemi di potenza esprime la relazione tra la costante di inerzia H e la deviazione di frequenza \Delta f come segue:

\frac{2H}{f_0}\frac{d\Delta f}{dt}=P_m-P_e-D\frac{\Delta f}{f_0}

Δf = f - f₀ è espresso in Hz e x = Δf/f₀ è la deviazione per unità. Pm/Pe utilizzano una base di potenza condivisa, H è espresso in secondi su tale base e D è la potenza per unità per unità di frequenza. Pertanto 2H dx/dt = Pm - Pe - Dx, corrispondente alla frequenza Lab.

dove P_m è l'ingresso meccanico, P_e è l'uscita elettrica e D è un termine di smorzamento derivante dalle caratteristiche di frequenza del carico. La costante di inerzia H rappresenta quanti secondi della potenza nominale del generatore corrispondono all'energia cinetica immagazzinata nel corpo rotante (la sua unità di misura è il secondo); per le grandi macchine sincrone termiche e idroelettriche, in genere si aggira intorno ai 2-8 secondi.

Semplificando e ignorando il termine D\Delta f/f_0, la velocità di variazione della frequenza immediatamente dopo che si verifica un divario tra domanda e offerta \Delta P=P_m-P_e — ovvero RoCoF — può essere approssimata come inversamente proporzionale alla costante di inerzia H:

\text{RoCoF}=\frac{d\Delta f}{dt}\approx \frac{\Delta P}{2H}\cdot f_0

(dove f_0 è la frequenza nominale). Maggiore è l'inerzia di una rete, più dolce sarà il suo RoCoF per una data entità di perdite del generatore. Viceversa, man mano che la quota di generatori sincroni diminuisce e l'inerzia effettiva della rete cala, il RoCoF diventa più rapido per i generatori sincroni. stesso \Delta P, aumentando il rischio che la frequenza scenda a un livello pericoloso prima che i dispositivi di protezione o la regolazione della potenza possano reagire.

3. Perché le fonti collegate a un inverter "non hanno" inerzia

I pannelli solari producono corrente continua (CC) e le turbine eoliche ruotano a velocità variabile, quindi in nessuno dei due casi la frequenza di uscita corrisponde naturalmente a quella della rete. Entrambi creano corrente alternata (CA) adattata alla frequenza di rete tramite la conversione di potenza attraverso un condizionatore di potenza (un inverter). Questo inverter è un dispositivo che modella le forme d'onda di tensione e corrente tramite la commutazione di semiconduttori e, a differenza di un generatore sincrono, non ha un corpo rotante fisico. Anche quando la frequenza della rete cambia, il pannello solare o le celle della batteria sul lato CC dell'inverter non caricano o scaricano naturalmente energia cinetica.

Molti inverter utilizzano uno schema di controllo chiamato "grid-following", che semplicemente segue la tensione e la frequenza della rete come riferimento esterno, senza creare o supportare la frequenza. Quindi, con l'aumento della quota di fonti collegate a inverter e la diminuzione dei generatori sincroni, In termini relativi, la quantità totale di inerzia naturalmente disponibile alla rete diminuisce, riducendone la resilienza contro le perdite di generazione o le improvvise variazioni della domanda. Questo è ciò che è noto come "il problema dell'inerzia decrescente" e anche in Giappone è stato affrontato nei consigli deliberativi dell'Agenzia per le Risorse Naturali e l'Energia come una sfida che accompagna l'adozione sempre maggiore delle energie rinnovabili.

4. Le tre fasi di mantenimento della frequenza: potenza di regolazione primaria, secondaria e terziaria

Le tre scale temporali indicate nel Manuale sui sistemi di alimentazione — "da istantaneo a pochi secondi", "da secondi a minuti" e "da decine di minuti a un giorno" — sono istituzionalizzate come categorie di prodotto concrete nel mercato giapponese del bilanciamento.

Categoria di prodotto Tempo di risposta Durata Ruolo
Potenza di regolazione primaria Entro 10 secondi 5 minuti o più Supporto immediato della frequenza tramite Funzionamento senza regolatore dei generatori sincroni

Potenza di regolazione secondaria ①/② | Entro 5 minuti | 30 minuti | Risoluzione dei gap tra domanda e offerta tramite controllo della frequenza di carico (LFC) |

Potenza di regolazione terziaria ① | Entro 15 minuti | 30 minuti | Aggiustamento della domanda e dell'offerta a medio termine tramite controllo economico di dispacciamento (EDC) |

Potenza di regolazione terziaria ② | Entro 60 minuti | 30 minuti | Aggiustamento della domanda e dell'offerta a lungo termine, ad esempio per errori di previsione delle energie rinnovabili |

La potenza di regolazione primaria svolge il ruolo di supporto alla frequenza, durante la finestra temporale di alcuni-decine di secondi in cui l'effetto tampone dell'inerzia è ancora attivo, attraverso i regolatori dei generatori sincroni che aumentano o diminuiscono autonomamente la potenza erogata. Se l'inerzia è "il tampone che guadagna tempo fino a quando non si verifica una risposta", la potenza di regolazione primaria è "la prima azione effettiva compiuta in quel lasso di tempo". Regolare l'energia elettrica permette di bilanciare domanda e offerta su un orizzonte temporale più lungo. La categoria di prodotto a cui può appartenere una centrale elettrica virtuale (VPP) che integra batterie e veicoli elettrici dipende dalla velocità di risposta delle sue risorse (vedi la Guida alle centrali elettriche virtuali).

5. Inerzia sintetica e inerzia virtuale: dare agli inverter una pseudo-inerzia

Una soluzione per mantenere stabile la rete con l'aumento delle fonti connesse tramite inverter è uno schema di controllo chiamato inerzia sintetica (o inerzia virtuale). Si tratta di una tecnologia in cui un inverter misura in tempo reale la velocità di variazione della frequenza di rete df/dt e, di conseguenza, aumenta o diminuisce istantaneamente la potenza erogata da una batteria o da un impianto solare, creando artificialmente una risposta di potenza come se il rotore di un generatore sincrono stesse caricando e scaricando energia cinetica.

Questo controllo ha due obiettivi principali. In primo luogo, mantenere il RoCoF iniziale subito dopo una perdita di generazione entro un intervallo che i dispositivi di protezione della rete e altri I generatori possono seguire in sicurezza. In secondo luogo, per fermare il punto in cui la frequenza tocca il minimo (il nadir di frequenza) prima che raggiunga la soglia che innesca il distacco del carico o la disconnessione del generatore.

Gli algoritmi di controllo spaziano da metodi che sono semplicemente un'estensione del controllo "grid-following", che regolano l'uscita in risposta alle variazioni di frequenza, a metodi "grid-forming", in cui l'inverter stesso si comporta come una sorgente di tensione e simula la dinamica di un generatore sincrono a livello delle equazioni di governo, incluso il controllo VSG (Virtual Synchronous Generator), che simula esplicitamente l'equazione del moto della macchina sincrona in particolare. Il controllo grid-forming è oggetto di ricerca e sviluppo per il suo potenziale di mantenere tensione e frequenza stabili anche su reti a bassa inerzia o su isole remote e piattaforme offshore prive di generatori sincroni.

6. Lezioni da incidenti reali di frequenza

Il rischio che il calo dell'inerzia della rete comporta non è puramente teorico: esistono incidenti reali su larga scala, accuratamente studiati. Blackout.

28 settembre 2016, blackout in Australia Meridionale: una serie di guasti alle linee di trasmissione, innescati da una forte tempesta, ha causato la riduzione della produzione di diversi parchi eolici, uno dopo l'altro, a causa dei sistemi di protezione che reagiscono alle perturbazioni di tensione (sistemi che limitano il riavvio dopo aver subito ripetuti blackout entro un determinato intervallo di tempo). Ciò ha sovraccaricato il flusso sull'interconnettore (la linea di trasmissione interstatale), che si è disconnesso, lasciando al buio quasi l'intero stato, circa 850.000 utenze. Il rapporto finale di AEMO, l'operatore di rete australiano, ha concluso che in Australia Meridionale, con pochi generatori sincroni in funzione e una bassa inerzia di rete all'epoca, il tasso di calo di frequenza dovuto alla perdita di generazione ha superato la velocità con cui i sistemi di distacco del carico per sottotensione (UFLS) potevano arrestare il calo di frequenza al di sopra dei 47 Hz. In risposta, AEMO ha raccomandato che le reti con una quota crescente di fonti asincrone (eolico e solare) necessitino di progetti che non si basino esclusivamente sui generatori sincroni per l'inerzia e la frequenza. Regolazione dell'energia.

Blackout del 9 agosto 2019 in Gran Bretagna: innescato da un fulmine, il parco eolico offshore di Hornsea (circa 737 MW) e la centrale a gas di Little Barford (circa 244 MW) sono stati disconnessi dalla rete quasi contemporaneamente. Oltre a questa perdita primaria, la generazione distribuita integrata, che rileva la variazione di frequenza (RoCoF) e si disattiva per protezione, ha perso ulteriori 350 MW circa, portando la perdita totale di generazione nell'intero sistema a 1.878 MW. La frequenza di rete è scesa a 48,8 Hz, innescando la prima fase di disconnessione della domanda a bassa frequenza (LFDD), disconnettendo automaticamente circa 973 MW e oltre un milione di utenti. La frequenza di rete è tornata ai valori normali entro 4 minuti e 42 secondi dal fulmine e quasi tutti gli utenti disconnessi hanno riavuto energia entro 45 minuti, ma l'incidente, in cui un evento relativamente comune, un singolo fulmine, ha innescato una reazione a catena con la perdita simultanea di più impianti di generazione, ha rappresentato un problema. e le azioni di protezione in un blackout diffuso — sono state esaminate in dettaglio dalle autorità di regolamentazione del Regno Unito e da National Grid ESO.

Ciò che accomuna entrambi gli incidenti è che il singolo fattore scatenante (l'attivazione di un dispositivo di protezione per un parco eolico nell'Australia Meridionale, un fulmine in Gran Bretagna) ha avuto meno importanza del fatto che la rete non avesse sufficiente inerzia e margine di potenza di regolazione per arrestare la reazione a catena che ne è seguita, o che una cascata di azioni dei dispositivi di protezione abbia ampliato il danno. Entrambi i rapporti giungono alla stessa conclusione: l'inerzia non è un meccanismo che impedisce che un incidente si verifichi, ma un meccanismo che crea il margine di tempo necessario per evitare che un incidente, una volta verificatosi, diventi catastrofico.

7. Tecnologia e focus di ricerca attuali

  • Misurazione e visualizzazione dell'inerzia: sono in corso ricerche per stimare l'inerzia effettiva di una rete a livello di sistema in tempo reale. Poiché l'inerzia varia di momento in momento in base al funzionamento dei generatori, non può essere trattata come un valore fisso.

  • Standardizzazione degli inverter di formazione della rete: vari paesi Si stanno studiando codici di rete che richiederebbero a batterie, impianti eolici offshore e inverter solari di utilizzare un controllo che si comporti come una sorgente di tensione.

  • Rivalutazione dei condensatori sincroni: si sta diffondendo la tendenza a installare condensatori sincroni, che forniscono inerzia e capacità di cortocircuito senza generare energia, presso le centrali termoelettriche dismesse.

  • Riesame della progettazione dei prodotti per il mercato di bilanciamento: in diversi paesi, tra cui il Giappone, si sta discutendo di modelli istituzionali per l'approvvigionamento di inerzia e capacità di supporto alla frequenza come prodotto di mercato indipendente.

  • Riprogettazione del coordinamento delle protezioni: l'incidente del 2019 in Gran Bretagna ha rivelato che le impostazioni di protezione della generazione distribuita che intervengono al rilevamento di RoCoF possono a loro volta innescare interruzioni a cascata, e diversi paesi stanno ora rivedendo le impostazioni di protezione.

Riepilogo: L'inerzia è una "riserva invisibile"

L'inerzia di rete non è un'apparecchiatura di generazione visibile, bensì una "riserva invisibile" di energia cinetica immagazzinata nei corpi rotanti dei generatori sincroni. Come proteggere la frequenza man mano che questa riserva si riduce dipende sia dalla progettazione istituzionale che da quella energetica. legato alla scala temporale, attraverso la regolazione della potenza primaria e terziaria, e ad alternative tecniche come l'inerzia sintetica e il controllo di formazione della rete.

Quando si leggono notizie su una rete o un incidente, vale la pena verificare quanto segue:

  1. Qual era lo stato di funzionamento dei generatori sincroni (≈ inerzia di rete) in quel momento?

  2. Di quanto sono diminuiti il RoCoF e il minimo di frequenza rispetto alla perdita di generazione?

  3. Quale tra la regolazione della potenza primaria e terziaria, o l'inerzia sintetica/formazione della rete, è effettivamente intervenuto?

  4. Una cascata di azioni dei dispositivi di protezione ha contribuito ad ampliare il danno?

Tenendo a mente questi quattro punti, è possibile scomporre l'affermazione vaga secondo cui "più energie rinnovabili rendono la rete instabile" in elementi concreti: inerzia, regolazione della potenza e coordinamento delle protezioni.

Verifica la tua comprensione
class="learning-check">Una maggiore inerzia ripristina automaticamente la frequenza nominale?

L'inerzia rallenta i cambiamenti rapidi ma non elimina uno squilibrio di potenza prolungato. Il ripristino della frequenza richiede un'ulteriore azione di controllo.

Riferimenti

Lab Change the conditions in a browser experimentSimulazione della frequenza di rete: squilibrio, inerzia e risposta primaria

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#Grid Inertia #Frequency Regulation #RoCoF #Grid-Forming #Power Engineering