慣性応答
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慣性応答（かんせいおうとう、英: Inertial response）は、巨大な同期回転質量を持つ大型同期発電機の特性であり、電力システム（主に電力網）における電力供給と需要の間の瞬間的な不均衡を克服するように作用する。機械的な電力供給と電気的な電力需要の間に常に存在する不均衡により、系統内のすべての同期発電機の回転質量の回転数（回転周波数）は、供給過剰の場合には加速して余剰電力を吸収し、需要過剰の場合には減速して追加の電力を供給する。同期発電機のこのレスポンスは設計に組み込まれたものであり、外部の介入や調整なしに発生する。これにより、自動発電制御（AGC）や系統運用者に対して、システムを再バランスさせるための貴重な時間（数秒間）を与える。[1] 系統周波数は、系統内のすべての個別の同期ローターの細かな運動を統合した結果であり、これは「動揺方程式」と呼ばれる一般的な運動方程式によってモデル化される。
米国などの電力システムにおいて、系統運用者は周波数を厳格な範囲内に維持することを義務付けられており、北米電気信頼性評議会（NERC）による監視で不遵守が検出された場合、金銭的な責任を負う可能性がある。さらに、設備を保護するため、周波数が制限値（米国の大部分では59.5 Hz、テキサス州では59.3 Hz）を下回ると、負荷の一部が切り離される（「周波数低下時負荷遮断」、UFLS）。[2] 予期せぬ供給停止（発電機の故障など）が発生した場合、一次周波数制御が自動的に作動する。センサーが周波数の低下を検知し、それに応じて原動機の出力を調整する。典型的な同期発電機の場合、この調整には機械装置（バルブ等）の操作が伴うため時間がかかる。この間、電力網は蓄積された慣性に頼って周波数の低下を遅らせる必要がある。[3]
同期発電機
慣性は電力と時間の積の単位（例：ギガワット秒）で測定できるが、[4] 多くの場合、発電機の「サイズ」（定格電気出力）に対して正規化され、時間の単位で記述される（いわゆるGenerator inertia constant[5]）。高速回転する発電機はより多くの運動エネルギー（回転周波数の2乗に比例）を蓄える可能性があるが、一般的に軽量であるため減速も速く、低速で重い機械と比較してレスポンスの初期段階により多くの電力を注入（フロントローディング）する。しかし、これは系統の各部との相互作用によって「跳ね返り」や不安定性を引き起こす可能性があるため、必ずしも良いことではない。[6] 典型的な発電所の慣性定数は、2秒（水力発電）から7秒（ガスタービン）の値をとる。[5] 同期発電機の回転速度、ひいては運動エネルギーは現在の出力レベルには依存しないため、系統全体の慣性（系統総慣性、TSI）は運転中の発電機の慣性定数に関係する。[7] 電力需要が低い時間帯（夜間など）は、運転中の発電機が少ない可能性があり、そのため同様の偶発事故への対処が難しくなる場合がある。[8]
負荷
電気負荷も慣性に似た性質を持つことがある。例えば、典型的な産業用電気モーターは低周波数下では消費電力が少なくなり、システムにわずかではあるが顕著な量の慣性を加える。[9] ただし、慣性のようなレスポンスが極めて少ない現代的で効率的な可変速制御への切り替えが進んでいるため、この効果は減少している。
UFLSによる負荷の切り離しは、電力需要を低下させることで周波数の低下を遅らせるため、慣性量を増やすことと同等の効果をもたらす。[10]
変動性電源
21世紀までは、従来型の慣性と一次周波数制御の組み合わせで、米国の電力網の目標信頼性を達成するのに十分であると考えられていた。[11] しかし、変動性再生可能エネルギー（VRE）の高い浸透により、新たな課題が生じている。[12]
- 夜間は風が強くなる傾向があるため、低需要（オンラインの同期発電機が少ない状態）の影響がさらに悪化する。
- VRE発電機は通常、回転質量を持たない（太陽光）か、その設計上、系統の他の部分と電気機械的に結合されていない。典型的なVRE発電機はインバータを介して系統に接続されるため（これらは一般にインバータベースリソースと呼ばれる）、同期発電機と同じ方法でシステムに慣性を寄与させることができない。
そのため、伝統的な慣性に代わる手段が適用されている。2020年代までに、テキサス州（ERCOT）は、風力発電の導入率が高く（西部連系系統、WIの約2倍）、規模が比較的小さいため事故の影響がパーセンテージベースで大きくなることから、米国における対策をリードしている。[13]
慣性低下への対処
慣性が減少した環境で系統の信頼性を維持するために、以下のような「力技」の手法が用いられている。
- 同期発電機の所有者にユニットの運転を強制するか、インバータベースリソースの使用を抑制（出力制御）することで、慣性を閾値以上に保つ。純粋に経済的な観点からは、これは一時的な措置にしかなり得ない。[14]
- 慣性を持つ非伝統的な再生可能エネルギー発電（集中太陽熱発電、バイオマス発電）を使用する。[15]
- 同期調相機の回転質量を活用する。[16]
- 通常の59.5 Hzよりも大きな周波数偏差を許容する（テキサス州は59.3 Hzまで、さらに小規模なケベック連系系統は58.5 Hzまで低下を許容している）。[17]
- 短時間の遮断を許容できる非クリティカルな負荷（産業用冷却プラントなど）に、設定された周波数の閾値で負荷を遮断する自動リレーを設置する。テキサス州では、これが風力浸透率を高めるための主要な経路の一つとなった。[18]
- 他のアンシラリーサービスと同様に、市場メカニズムを通じて顧客に周波数制御の対価を支払わせる（これもERCOTで採用されているアプローチである）。[19]
高速周波数制御
負荷の遮断は非常に迅速（周波数測定を含めて0.5秒）に行うことができる。[18] インバータベースリソース（IBR）は、フル出力で運転していない場合、極めて迅速に出力を増減できる（風力で毎秒25%、太陽光で毎秒100%）。[20] 風力タービンからは限られた量の運動エネルギーを抽出でき、約0.5秒の遅延の後に、約0.5秒間にわたって容量の10%の追加電力を提供できる。[21] さらに、IBRの余剰能力が多く利用可能な時期は、多くの同期発電機がオフラインであるために従来の慣性が最低となる時期と重なる。これらの新技術の利点により、高速周波数制御（FFR）の実装が可能になる。これはIBRのディスパッチと負荷遮断を使用して慣性に近い反応時間を実現する周波数制御であり、それゆえFFRは「擬似慣性（シンセティック・イナーシャ）」とも呼ばれる。[20] （Erikssonらは、周波数変化率（RoCoF）に比例して反応するユニットに「擬似慣性」という用語を使用し、慣性不足の影響、すなわち周波数偏差に反応するユニットのためにFFRという用語を予約することを提案している。[22]）
系統周波数が高すぎたり低すぎたりする場合、高圧直流送電（HVDC）リンクを通る有効電力フローが増減される。これに応じ、風力発電機はピッチ制御を通じてブレードの角度を変化させ、捕捉する風力を減少または増加させる。[23]
系統用蓄電池も、毎秒100%のランプ出力レートでFFRに参加することができる。[24]
参考文献
- ^ “AEMO: Wind Integration Study”. AEMO. 2012年2月8日時点のオリジナルよりアーカイブ。2011年12月9日閲覧。
- ^ Denholm et al. 2020, p. 4.
- ^ Denholm et al. 2020, pp. 4–6.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 9.
- ^ a b Denholm et al. 2020, p. 11.
- ^ NERC 2021, p. 14, Inertial Response.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 12.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 18.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 13.
- ^ Denholm et al. 2020, pp. 14–15.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 17.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 20.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 22.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 25.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 26.
- ^ https://www.electranet.com.au/strength-reliability-boost-to-south-australias-electricity-network Strength, reliability boost to South Australia's Electricity Network
- ^ Denholm et al. 2020, pp. 26–27.
- ^ a b Denholm et al. 2020, p. 27.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 31.
- ^ a b Denholm et al. 2020, p. 29.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 28.
- ^ Eriksson, Modig & Elkington 2017.
- ^ Miao, Zhixin; Lingling Fan; Osborn, D.; Yuvarajan, S. (2010年12月). “Wind Farms with HVDC Delivery in Inertial Response and Primary Frequency Control”. IEEE Transactions on Energy Conversion 25 (4): 1171–1178. Bibcode: 2010ITEnC..25.1171M. doi:10.1109/TEC.2010.2060202.
- ^ Denholm et al. 2020, p. 30.
出典
- NERC (May 11, 2021). Balancing and Frequency Control. North American Electric Reliability Corporation. オリジナルのJanuary 17, 2024時点におけるアーカイブ。 2022年10月28日閲覧。
- Denholm, Paul; Mai, Trieu; Kenyon, Rick Wallace; Kroposki, Ben; O’Malley, Mark (2020). Inertia and the Power Grid: A Guide Without the Spin. National Renewable Energy Laboratory
- Eriksson, Robert; Modig, Niklas; Elkington, Katherine (14 November 2017). “Synthetic inertia versus fast frequency response: a definition”. IET Renewable Power Generation 12 (5): 507–514. doi:10.1049/iet-rpg.2017.0370. ISSN 1752-1416.
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