Introdução à inércia da rede e à regulação de frequência — Quando a massa giratória desaparece, quem protege a frequência?

A frequência de uma rede CA permanece constante apenas quando a geração e o consumo estão exatamente equilibrados. Se a geração for inferior à demanda, a frequência cai; se for superior à demanda, a frequência sobe. O que determina a margem de manobra da rede para reagir a esse desequilíbrio é a inércia. Em usinas hidrelétricas, térmicas e nucleares, o próprio corpo rotativo e maciço do gerador síncrono atua como um reservatório de energia cinética, suavizando naturalmente a queda ou o pico repentino de frequência durante os primeiros segundos após o desequilíbrio entre oferta e demanda. A energia solar, eólica e as baterias, no entanto, conectam-se à rede por meio de eletrônica de potência (inversores), portanto, não possuem esse efeito de amortecimento natural. Os conceitos básicos da inércia do gerador síncrono e a equação de oscilação foram apresentados no Power Systems Primer. Este artigo aprofunda o significado prático dessa equação e como a frequência pode ser protegida em uma rede onde as fontes conectadas por inversores assumem o papel principal.

Resumo em 30 segundos

• A inércia é a propriedade pela qual a energia cinética contida no corpo rotativo de um gerador síncrono (turbina mais rotor) absorve e libera energia naturalmente durante uma oscilação repentina entre oferta e demanda, suavizando a mudança de frequência resultante. Quanto maior a inércia, menor a taxa de variação da frequência (RoCoF) para uma determinada diferença entre oferta e demanda.

• A energia solar, eólica e as baterias conectadas por meio de inversores não possuem um corpo mecânico rotativo, portanto, não fornecem inércia naturalmente. À medida que sua participação na matriz energética aumenta e os geradores síncronos diminuem em termos relativos, a inércia geral da rede elétrica cai e a RoCoF se torna mais rápida para a mesma magnitude de perda de geração.

• A manutenção da frequência se divide em três estágios em diferentes escalas de tempo. No mercado de balanceamento do Japão, a energia de regulação é adquirida por meio de categorias de produtos: energia de regulação primária (resposta em até 10 segundos), energia de regulação secundária ①② (resposta em até 5 minutos), energia de regulação terciária ① (resposta em até 15 minutos) e energia de regulação terciária ② (resposta em até 60 minutos).

• A inércia sintética (inércia virtual) é uma tecnologia na qual um inversor detecta a taxa de variação de frequência df/dt e carrega ou descarrega instantaneamente energia de uma bateria ou fonte similar para imitar a resposta de um gerador síncrono, criando artificialmente um efeito semelhante à inércia. O controle de formação de rede está sendo pesquisado como um desenvolvimento adicional dessa ideia.
• O apagão de 2016 na Austrália do Sul e o apagão de 2019 na Grã-Bretanha são incidentes reais e minuciosamente investigados, nos quais a baixa inércia da rede e uma alta participação de fontes conectadas a inversores foram citadas como fatores que ampliaram os danos. No Japão também, com a expansão da adoção de energias renováveis, a garantia da inércia sistêmica tornou-se um tema de estudo nos conselhos deliberativos da Agência de Recursos Naturais e Energia.

1. O que é inércia — um reservatório de energia em uma massa giratória

Um gerador síncrono é um corpo giratório maciço no qual a turbina e o rotor do gerador giram no mesmo eixo. Uma massa giratória armazena energia cinética de

onde J é o momento de inércia do rotor e \omega é a velocidade angular. Quando a demanda excede repentinamente a geração, uma parte da energia cinética armazenada nesse corpo giratório é inicialmente fornecida à rede como energia elétrica, e a velocidade de rotação do rotor — ou seja, a frequência — diminui gradualmente em uma quantidade correspondente. Por outro lado, se a geração exceder a demanda, parte do excedente de energia atua para acelerar o rotor, e a frequência aumenta gradualmente.

Graças a esse "amortecedor físico de um corpo em rotação", mesmo quando ocorre um descompasso entre oferta e demanda, a frequência não salta instantaneamente para zero — ela muda com alguns segundos de margem de erro. Essa margem de segurança é exatamente o que nos dá tempo até que os relés de proteção e a regulação de potência entrem em ação.

2. A Equação de Oscilação e o RoCoF — Visualizando a Inércia em uma Equação

A equação de oscilação introduzida no [Power O documento "Systems Primer" (Introdução a Sistemas de Potência) expressa a relação entre a constante de inércia H e o desvio de frequência \Delta f como:

Δf = f - f₀ está em Hz e x = Δf/f₀ é o desvio por unidade. Pm/Pe usam uma base de potência compartilhada, H está em segundos nessa base e D é a potência por unidade por frequência por unidade. Assim, 2H dx/dt = Pm - Pe - Dx, correspondendo ao Laboratório de Frequência.

onde P_m é a entrada mecânica, P_e é a saída elétrica e D é um termo de amortecimento das características de frequência da carga. A constante de inércia H representa quantos segundos da potência nominal do gerador correspondem à energia cinética armazenada no corpo rotativo (sua unidade é segundos); para grandes máquinas térmicas e hidrossíncronas, normalmente varia de 2 a 8 segundos.

Simplificando ao ignorar o termo D\Delta f/f_0, a taxa de variação da frequência imediatamente após a ocorrência de uma lacuna entre oferta e demanda \Delta P=P_m-P_e — ou seja, RoCoF — pode ser aproximada como inversamente proporcional à constante de inércia H:

(onde f_0 é a frequência nominal). Quanto maior a inércia da rede, mais suave será seu RoCoF para um determinado tamanho de perda do gerador. Por outro lado, à medida que a participação de geradores síncronos diminui e a inércia efetiva da rede cai, o RoCoF se torna mais rápido para o mesmo \Delta P, aumentando O risco de a frequência cair para um nível perigoso antes que os dispositivos de proteção ou de regulação de potência possam reagir.

3. Por que as fontes conectadas a inversores "não têm" inércia

Os painéis solares geram corrente contínua (CC) e as turbinas eólicas giram em velocidade variável; portanto, em nenhum dos casos a frequência de saída corresponde naturalmente à da rede. Ambos criam corrente alternada (CA) compatível com a frequência da rede por meio da conversão de energia via um condicionador de energia (um inversor). Este inversor é um dispositivo que molda as formas de onda de tensão e corrente por meio da comutação de semicondutores e, diferentemente de um gerador síncrono, não possui um corpo físico rotativo. Mesmo quando a frequência da rede muda, o painel solar ou as células da bateria no lado CC do inversor não carregam ou descarregam energia cinética naturalmente.

Muitos inversores usam um esquema de controle chamado "seguimento da rede", que simplesmente rastreia a tensão e a frequência da rede como uma referência externa, sem criar ou suportar frequência. Assim, à medida que a participação de fontes conectadas a inversores aumenta e os geradores síncronos diminuem em termos relativos, a quantidade total de inércia naturalmente disponível para a rede diminui, reduzindo a inércia. Sua resiliência contra perdas de geração ou mudanças repentinas na demanda. Isso é conhecido como "o problema da inércia decrescente" e, no Japão, também foi abordado nos conselhos deliberativos da Agência de Recursos Naturais e Energia como um desafio que acompanha a expansão da adoção de energias renováveis.

4. Os Três Estágios da Manutenção de Frequência — Regulação Primária, Secundária e Terciária

As três escalas de tempo mostradas no Manual de Sistemas de Energia — "instantâneo a alguns segundos", "segundos a minutos" e "dezenas de minutos a um dia" — são institucionalizadas como categorias de produtos concretas no mercado de balanceamento do Japão.

| Categoria de produto | Tempo de resposta | Duração | Função |

|---|---|---|---| | Regulação primária | Em até 10 segundos | 5 minutos ou mais | Suporte imediato de frequência por meio da operação sem regulador de geradores síncronos | | Regulação secundária ①/② | Em 5 minutos | 30 minutos | Resolvendo as lacunas entre oferta e demanda por meio do controle de frequência de carga (LFC) | | Potência de regulação terciária ① | Em 15 minutos | 30 minutos | Ajuste de oferta e demanda a médio prazo por meio do controle de despacho econômico (EDC) | | Potência de regulação terciária ② | Em 60 minutos | 30 minutos | Ajuste de oferta e demanda em uma escala de tempo mais longa, como para erros de previsão de energia renovável |

A potência de regulação primária desempenha o papel de suporte à frequência, durante a janela de alguns a dezenas de segundos, enquanto o efeito de amortecimento da inércia ainda se mantém, por meio dos reguladores dos geradores síncronos que aumentam ou diminuem a produção autonomamente. Se a inércia é "o amortecedor que ganha tempo até que uma resposta aconteça", a potência de regulação primária é "o primeiro movimento real feito dentro desse tempo". As potências de regulação secundária e terciária liquidam os balanços de oferta e demanda em uma escala de tempo mais longa. A categoria de produto na qual uma VPP que combina baterias e veículos elétricos pode participar depende da velocidade de resposta de seus recursos (ver Introdução à Usina Virtual de Energia (VPP)).

5. Inércia Sintética e Inércia Virtual — Conferindo uma Pseudo-Inércia aos Inversores

Uma solução para manter a estabilidade da rede à medida que as fontes conectadas a inversores aumentam é um esquema de controle chamado inércia sintética (ou inércia virtual). Essa tecnologia permite que um inversor meça a taxa de variação da frequência da rede (df/dt) em tempo real e, instantaneamente, aumente ou diminua a potência de saída de uma bateria ou instalação solar em resposta, criando artificialmente uma resposta de potência como se o rotor de um gerador síncrono estivesse carregando e descarregando energia cinética.

Esse controle tem dois objetivos principais. Primeiro, manter a taxa de variação inicial da frequência (RoCoF) logo após uma perda de geração dentro de uma faixa que os dispositivos de proteção da rede e outros geradores possam acompanhar com segurança. Segundo, impedir que a frequência atinja o ponto mais baixo (o nadir da frequência) antes que ela alcance o limite que aciona o corte de carga ou a geração. desconexão.

Os algoritmos de controle variam desde métodos que são simplesmente uma extensão do controle de "seguimento da rede", ajustando a saída em resposta a mudanças de frequência, até métodos de "formação de rede", nos quais o próprio inversor se comporta como uma fonte de tensão e imita a dinâmica de um gerador síncrono no nível das equações governantes, incluindo o controle VSG (Gerador Síncrono Virtual), que simula explicitamente a equação de movimento da máquina síncrona em particular. O controle de formação de rede está sendo pesquisado e desenvolvido por seu potencial para manter tensão e frequência estáveis mesmo em redes de baixa inércia ou em ilhas remotas e plataformas offshore que não possuem geradores síncronos.

6. Lições de Incidentes Reais de Frequência

O risco que a diminuição da inércia da rede traz não é puramente teórico — existem apagões reais e de grande escala, exaustivamente investigados.

Apagão de 28 de setembro de 2016 na Austrália do Sul: uma série de falhas em linhas de transmissão, desencadeadas por uma forte tempestade, fez com que vários parques eólicos reduzissem a produção um após o outro, devido a para configurações de proteção que respondem a distúrbios de tensão (configurações que restringem a reinicialização após múltiplas ocorrências de quedas de tensão dentro de um determinado período de tempo). Isso sobrecarregou o fluxo na interconexão (a linha de transmissão interestadual), que se desconectou, causando um apagão em quase todo o estado — cerca de 850.000 clientes. O relatório final da AEMO, operadora da rede elétrica australiana, concluiu que a Austrália do Sul, com poucos geradores síncronos em operação e baixa inércia da rede na época, viu sua taxa de declínio de frequência devido à perda de geração superar a velocidade com que as configurações de corte de carga por subfrequência (UFLS) conseguiam impedir a queda de frequência acima de 47 Hz. Em resposta, a AEMO recomendou que as redes com uma participação crescente de fontes assíncronas (eólica e solar) necessitam de projetos que não dependam exclusivamente de geradores síncronos para inércia e regulação de frequência.

Apagão de 9 de agosto de 2019 na Grã-Bretanha: desencadeado por um raio, o parque eólico offshore de Hornsea (cerca de 737 MW) e a usina termelétrica a gás de Little Barford foram afetados. Cerca de 244 MW foram desconectados da rede quase simultaneamente. Além dessa perda primária, a geração distribuída que detecta a taxa de variação da frequência (RoCoF) e desliga como medida de proteção perdeu aproximadamente mais 350 MW, elevando a perda total de geração em todo o sistema para 1.878 MW. A frequência da rede caiu para 48,8 Hz, acionando o primeiro estágio de desconexão por demanda de baixa frequência (LFDD), desconectando automaticamente cerca de 973 MW e mais de um milhão de clientes. A frequência da rede retornou ao normal em 4 minutos e 42 segundos após a queda do raio, e quase todos os clientes desconectados tiveram o fornecimento de energia restabelecido em 45 minutos. No entanto, o incidente — em que um evento relativamente comum, um único raio, desencadeou uma cascata com a perda simultânea de múltiplas instalações de geração e ações de proteção, resultando em um apagão generalizado — foi examinado detalhadamente pelos órgãos reguladores do Reino Unido e pela National Grid ESO.

O que ambos os incidentes têm em comum é que o gatilho único (uma configuração de proteção de um parque eólico na Austrália do Sul, um raio na Grã-Bretanha) teve menos importância do que o fato de que... A rede não possuía inércia suficiente e margem de potência de regulação para impedir a reação em cadeia subsequente — ou que uma cascata de ações de dispositivos de proteção tenha ampliado os danos. Ambos os relatórios chegam à mesma conclusão: a inércia não é um mecanismo que impede a ocorrência de um incidente — é um mecanismo que cria a margem de tempo necessária para evitar que um incidente, uma vez ocorrido, se torne catastrófico.

7. Tecnologias Atuais e Foco em Pesquisa

• Medição e visualização da inércia: pesquisas estão em andamento para estimar a inércia efetiva de todo o sistema da rede em tempo real. Como a inércia varia a cada instante em que os geradores estão em operação, ela não pode ser tratada como um valor fixo.

• Padronização de inversores formadores de rede: diversos países estão estudando códigos de rede que exigiriam que baterias, energia eólica offshore e inversores solares utilizassem um controle que se comportasse como uma fonte de tensão.

• Reavaliação de condensadores síncronos: há uma tendência crescente na instalação de condensadores síncronos, que fornecem inércia e capacidade de curto-circuito sem gerar energia. energia, nos locais de usinas termelétricas desativadas.

• Revisando o projeto de produtos do mercado de balanceamento: projetos institucionais para adquirir inércia e capacidade de suporte de frequência como um produto de mercado independente estão em discussão em vários países, incluindo o Japão.
• Redesenhando a coordenação da proteção: o incidente de 2019 na Grã-Bretanha revelou que as configurações de proteção em geração distribuída que disparam ao detectar a Rotação do Ciclo de Frequência (RoCoF) podem, por si só, desencadear interrupções em cascata, e vários países estão agora revisando as configurações de proteção.

Resumo: A Inércia é uma "Reserva Invisível"

A inércia da rede não é um equipamento de geração visível — é uma "reserva invisível" de energia cinética armazenada nos corpos rotativos dos geradores síncronos. Como proteger a frequência à medida que essa reserva diminui depende tanto do projeto institucional vinculado à escala de tempo, por meio da regulação de potência primária para terciária, quanto de alternativas técnicas, como inércia sintética e controle de formação de rede.

Ao ler notícias sobre uma rede ou um incidente, vale a pena verificar o seguinte:

1. Qual era o estado de operação do gerador síncrono? (≈ inércia da rede) naquele momento?
2. Qual foi a queda da RoCoF e do ponto mais baixo da frequência em relação à perda de geração?

3. Qual das potências de regulação primária e terciária, ou a inércia sintética/formação da rede, de fato respondeu?

4. Uma cascata de ações de dispositivos de proteção contribuiu para o aumento dos danos?

Manter esses quatro pontos em mente permite decompor a vaga afirmação de que "mais energias renováveis tornam a rede instável" em elementos concretos: inércia, potência de regulação e coordenação da proteção.

Referências

• AEMO — Black System South Australia 28 September 2016 (final report)
• Apagão na Austrália do Sul em 2016 — Wikipédia
• National Grid ESO — Relatório Técnico sobre os eventos de 9 de agosto de 2019
• Interrupção do sistema elétrico do Reino Unido em 9 de agosto de 2019: Relatório final (E3C)
• Electric Power Reserve Exchange (EPRX) — O que é o Mercado de Balanceamento?
• Agência de Recursos Naturais e Energia — O Estado Atual do Sistema Elétrico
• NREL — Roteiro de Pesquisa sobre Inversores Formadores de Rede
• IEEE Power & Energy Society