Sì, ma noi siamo partiti partendo dall'inerzia (che sarebbe garantita secondo alcuni solo da "macchine elettriche rotanti" e non "garantibile" dagli inverter), che è uno solo dei due contributi che citi.
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- Autore discussione sisu70
- Data d'inizio
dmarz
Utente
partiamo allora dalle basi di fisica: inerzia = "In fisica classica, in particolare in meccanica, l'inerzia di un corpo è la proprietà che determina la resistenza alle variazioni dello stato di moto ed è quantificata dalla sua massa inerziale"
Per dirla in altre parole: c'è dell'energia "immagazzinata" in uno stato di moto (rettilino o rotatorio che sia)
Analogamente ci può essere dell'inerzia "elettromagnetica" dovuta a energia immagazzinata in componenti elettrici (condensatori o induttori) che permette a tale sistema elettromagnetico di "opporsi" alle variazioni dei parametri elettrici (tensione o corrente).
In entrambi i casi (cinetico o elettromagnetico) io non vedo nulla che mi possa far pensare che un inverter abbia un qualche tipo di "inerzia": non ha ne masse rotanti ne sistemi di accumulo elettromagnetico (a parte qualche condensatore di capacità assolutamente trascurabile in questo contesto).
Mi sfugge quale possa essere la considerazione che ti fa supporre che tali macchine possano avere un comportamento "inerziale" naturale? Dove sarebbe immagazzinata l'energia inerziale?
Per dirla in altre parole: c'è dell'energia "immagazzinata" in uno stato di moto (rettilino o rotatorio che sia)
Analogamente ci può essere dell'inerzia "elettromagnetica" dovuta a energia immagazzinata in componenti elettrici (condensatori o induttori) che permette a tale sistema elettromagnetico di "opporsi" alle variazioni dei parametri elettrici (tensione o corrente).
In entrambi i casi (cinetico o elettromagnetico) io non vedo nulla che mi possa far pensare che un inverter abbia un qualche tipo di "inerzia": non ha ne masse rotanti ne sistemi di accumulo elettromagnetico (a parte qualche condensatore di capacità assolutamente trascurabile in questo contesto).
Mi sfugge quale possa essere la considerazione che ti fa supporre che tali macchine possano avere un comportamento "inerziale" naturale? Dove sarebbe immagazzinata l'energia inerziale?
da non tecnico del settore,
... se utilizzassimo dei motori trifase asincroni (in fase alla rete) per immettere energia, invece che sistemi statici come gli inverter?
Ricordo, di un vecchio progetto di 20 anni fa, che è possibile fino a 50 kw di potenza?
Che norme dovrebbero rispettare questo tipo di generatori? Ovvero a parte un quadro di parallelo e solite sicurezze (ATS e sincroscopio)
Forse sarebbe la soluzione migliore per il futuro della stabilità delle reti elettriche nazionali se distribuita .... tornare indietro per poter andare avanti?
... se utilizzassimo dei motori trifase asincroni (in fase alla rete) per immettere energia, invece che sistemi statici come gli inverter?
Ricordo, di un vecchio progetto di 20 anni fa, che è possibile fino a 50 kw di potenza?
Che norme dovrebbero rispettare questo tipo di generatori? Ovvero a parte un quadro di parallelo e solite sicurezze (ATS e sincroscopio)
Forse sarebbe la soluzione migliore per il futuro della stabilità delle reti elettriche nazionali se distribuita .... tornare indietro per poter andare avanti?
L'energia è ovviamente immagazzinata nella batteria (e/o la potenza viene dai pannelli) e il comportamento inerziale non sarebbe "naturale", ma semplicemente indistinguibile da uno "naturale" (meccanico): basterebbe lasciare una componente "autonoma" alla frequenza dell'inverter rispetto alla frequenza della rete (e in tal modo ci sarebbe lo stesso scambio di potenza reattiva che c'è da/per una macchina sincrona quando la frequenza sta cambiando o comunque quando la macchina non è in perfetta fase con la rete).
Perderesti efficienza, secondo me. E comunque io penso che si possa ottenere lo stesso risultato (mantenendo l'efficienza) anche elettronicamente e senza alcun componente meccanico. Anzi, penso che si faccia già (e ripenso agli inverter grid-forming).
https://www.meccanicanews.com/2022/02/09/reti-elettriche-stabili-grazie-a-convertitori-grid-forming/
https://www.osti.gov/servlets/purl/2003460
chiaramente, ma da quanto capisco finchè non cambiano le "regole" per l' immissione, sarebbe l' unico sistema praticabile?
Questa è una bella spiegazione.....
https://www.youtube.com/watch?v=DaM1ltz8b58
Ultima modifica:
dmarz
Utente
le norme per tutti i tipi di generazione sono sempre le stesse: CEI 0-16 per connessioni MT e CEI 0-21 per connessione AT
I generatori asincroni non hanno bisogno di sincronoscopio/dispositivo di parallelo (in quanto asincroni come dice il nome); sono ampliamente usati per piccoli impianti idroelettrici, hanno l'unico inconveniente che vanno rifasati...
dmarz
Utente
anche secondo me gli inverter "grid forming" possono essere l'unica strada plausibile, associati ovviamente a sistemi di accumulo distribuito, altrimenti senza accumulo sarebbero "zoppi" in quanto potrebbero sobbarcarsi regolazioni solo in diminuzione di potenza ma mai in aumento.
Economicamente parlando però la vedo dura quantificare il servizio che verrà erogato alla rete da queste tipologie di macchine.
Non dimentichiamo che a tutt'oggi tutti i servizi di questo tipo sono regolati dal MSD: parchi di generazione di qualsiasi tipologia che entrano in questo ambito si sobbarcano svariati oneri in cambio di notevoli remunerazioni...
Economicamente parlando però la vedo dura quantificare il servizio che verrà erogato alla rete da queste tipologie di macchine.
Non dimentichiamo che a tutt'oggi tutti i servizi di questo tipo sono regolati dal MSD: parchi di generazione di qualsiasi tipologia che entrano in questo ambito si sobbarcano svariati oneri in cambio di notevoli remunerazioni...
Secondo me, per questa generazione distribuita (e grid-forming): pochissimi oneri, nessuna remunerazione per la qualità/continuità del servizio (che sono garantite non dal singolo impianto, ma dal loro numero complessivo), solo per l'energia.
dmarz
Utente
come avevo già cercato di spiegare ne consegue che solo i sistemi con accumulo potranno avere questo comportamento: i normali inverter collegati solo ai pannelli potranno solo ridurre la potenza prodotta (dato che stanno già drenando il massimo dai pannelli); non potendo aumentarla in caso di bisogno sarebbero utili solo in caso di eccessi di produzione, non in caso di carenze.
qui secondo me ti sfugge ancora qualcosa sul funzionamento delle macchine sincrone: si chiamano "sincrone" perchè sono sempre "sincrone" con la rete (a parte i casi di perdita di passo che sono oggetto di specifiche funzioni protettive dedicate). Ma qui mi fermo anche io e rimando ai testi dei corsi di "Macchine Elettriche"...
Vercingeto-rex
Utente
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Ma il passaggio alle EA non dovrebbe far riconsiderare un pò tutta la visione Tesliana del sistema energetico/elettrico. Dico io
-il civile funzionerebbe tutto meglio se tutto andasse a corrente continua
- l'industriale e post industriale (vd data center) potrebbero funzionare tutti meglio con la CC. Treni ed autoveicoli vanno in continua. I grandi sistemi di trasporto di EE punto a punto sono già in CC. L'EA impone tante isole medio piccole in qualche modo autosufficenti. Le industrie energivore le si abbiano alle grandi centrali termiche/idroelettriche di back-up che producono con gli alternatori per tutto il sistema la corrente alternata viene inviata alle isole in continua dove viene trasformate nelle stazioni di conversione. Queste stazioni si occupano anche dell' immaganizzamento della DC da EA che proviene dalla generazione diffusa principalmente con sistemi chimico (H2) o gravitazionali. Certo i trasformatori della CA sono dannatamente efficenti e funzionali ma siamo sicuri che non ci siano alternative ?(scusate il bisticcio di parole).
-il civile funzionerebbe tutto meglio se tutto andasse a corrente continua
- l'industriale e post industriale (vd data center) potrebbero funzionare tutti meglio con la CC. Treni ed autoveicoli vanno in continua. I grandi sistemi di trasporto di EE punto a punto sono già in CC. L'EA impone tante isole medio piccole in qualche modo autosufficenti. Le industrie energivore le si abbiano alle grandi centrali termiche/idroelettriche di back-up che producono con gli alternatori per tutto il sistema la corrente alternata viene inviata alle isole in continua dove viene trasformate nelle stazioni di conversione. Queste stazioni si occupano anche dell' immaganizzamento della DC da EA che proviene dalla generazione diffusa principalmente con sistemi chimico (H2) o gravitazionali. Certo i trasformatori della CA sono dannatamente efficenti e funzionali ma siamo sicuri che non ci siano alternative ?(scusate il bisticcio di parole).
marcober
Utente Attivo
Ma hai idea di cosa significa dimensionare cavi per alimentare macchinari da centinaia di cavi in continua?
e poi …la continua fa “arco”…se vuoi alimentare tale,pericolo…a che tensione pensi di lavorare? E che cavo salta fuori se cali V e aumenti corrente?
Mi pare impercorribile.
La rete sarà gestita coma va gestita…ma la rete deve restare in AC
dmarz nel caso spagnolo il problema é.stato di elevata tensione abbinata a calo di frequenza…dunque non sono certo che in quei casi anche un grid-forming non possa essere di aiuto..dato che potremmo trovarci in situazioni in cui non serve potenza attiva ma una gestione dinamica di reattiva e di frequenza..cosa che un grid forming anche senza batteria potrebbe fare.
Tuttavia convengo che in futuro dovremo avere molti accumuli stand alone, e prevedere che i grossi impianti abbiamo accumulo.
Va rivista anche la normativa…ad esempio oggi per partecipare a dispacciamemto con accumulo non puoi avere accumulo dietro, inverter fv…ma in parallelo con suo inverter..cosa che aumenta costi…quando invece…volendo…
e poi …la continua fa “arco”…se vuoi alimentare tale,pericolo…a che tensione pensi di lavorare? E che cavo salta fuori se cali V e aumenti corrente?
Mi pare impercorribile.
La rete sarà gestita coma va gestita…ma la rete deve restare in AC
dmarz nel caso spagnolo il problema é.stato di elevata tensione abbinata a calo di frequenza…dunque non sono certo che in quei casi anche un grid-forming non possa essere di aiuto..dato che potremmo trovarci in situazioni in cui non serve potenza attiva ma una gestione dinamica di reattiva e di frequenza..cosa che un grid forming anche senza batteria potrebbe fare.
Tuttavia convengo che in futuro dovremo avere molti accumuli stand alone, e prevedere che i grossi impianti abbiamo accumulo.
Va rivista anche la normativa…ad esempio oggi per partecipare a dispacciamemto con accumulo non puoi avere accumulo dietro, inverter fv…ma in parallelo con suo inverter..cosa che aumenta costi…quando invece…volendo…
Ultima modifica:
Faccio un ipotesi se tutto fosse alimentato in CC : 10 volte rispetto agli incendi attuali dovuti a guasti sugli impianti elettrici ? gli interruttori devono essere dimensionati per staccare l'arco più velocemente che in CA , qualunque nodo, morsetto lento , collegamento , etc ha ben più probabilità di fare arco anche con correnti casalinghe , etc etc .
Poi hai idea che per portare anche 10kW in trifase scorre una corrente di circa 15A , in CC sono 3 volte tanto immagina a portare un megaWatt in CC
Poi hai idea che per portare anche 10kW in trifase scorre una corrente di circa 15A , in CC sono 3 volte tanto immagina a portare un megaWatt in CC
dmarz
Utente
bello :spettacolo: vedo che ritorniamo alla diatriba Tesla / Edison... che a suo tempo si era autodeterminata senza bisogno di vari tifosi di uno o dell'altro...
sicuramente gli inverter grid-forming saranno di aiuto, soprattutto se sapranno modulare in entrambi i sensi, magari mantenendosi un margine anche in salita di potenza senza sfruttare al 100% il campo FV in condizioni normali (l'equivalente della riserva di potenza che attualmente è richiesta ai grossi gruppi regolanti quando sono in parallelo)
sicuramente gli inverter grid-forming saranno di aiuto, soprattutto se sapranno modulare in entrambi i sensi, magari mantenendosi un margine anche in salita di potenza senza sfruttare al 100% il campo FV in condizioni normali (l'equivalente della riserva di potenza che attualmente è richiesta ai grossi gruppi regolanti quando sono in parallelo)
marcober
Utente Attivo
Su Qualenergia (a pagamento dunque non copio tutto) c'è intervista a importante produttore di Inverte r che dice come Grid forming potrebbe aiutare:
In particolare mi sembra interessante questo passaggio
"Gli impianti sincroni e i dispositivi grid-forming possono entrare in conflitto se non coordinati adeguatamente. Il grid-forming ha infatti una dinamica molto rapida e va integrato correttamente con un’analisi puntuale della rete.
Questo vale soprattutto per reti con molteplici fonti distribuite. In assenza di un piano di coordinamento, inverter diversi possono finire per sovrascrivere le stesse funzioni di stabilizzazione, con effetti paradossali. Per evitare questi problemi, TenneT, Terna e altri gestori di rete stanno sviluppando modelli di controllo gerarchici, che distinguono tra inverter primari e secondari, assegnando ruoli differenziati in base alla topologia di rete."
Dunque non basta che inverter grif forming legga la rete in locale..deve essere coordinato dal TSO per non fare danno..esattamente come TSO fa per le atre risorse di stabilizzazione . Dunque servono reti dati certificate e teleintervento da remoto da sala manovra TErna.
Dunque sarà una cosa che vedremo solo su FV di grande taglia..immagino solo quello connesso in AT e AAT diretto su rete Terna.
Altra cosa interessante che leggevo..dal questa primavera n California dopo il tramonto la prima fonte di rete è accumulo chimico...che ha superato accumulo idro e gas come energia nella fascia della punta serale.
In particolare mi sembra interessante questo passaggio
"Gli impianti sincroni e i dispositivi grid-forming possono entrare in conflitto se non coordinati adeguatamente. Il grid-forming ha infatti una dinamica molto rapida e va integrato correttamente con un’analisi puntuale della rete.
Questo vale soprattutto per reti con molteplici fonti distribuite. In assenza di un piano di coordinamento, inverter diversi possono finire per sovrascrivere le stesse funzioni di stabilizzazione, con effetti paradossali. Per evitare questi problemi, TenneT, Terna e altri gestori di rete stanno sviluppando modelli di controllo gerarchici, che distinguono tra inverter primari e secondari, assegnando ruoli differenziati in base alla topologia di rete."
Dunque non basta che inverter grif forming legga la rete in locale..deve essere coordinato dal TSO per non fare danno..esattamente come TSO fa per le atre risorse di stabilizzazione . Dunque servono reti dati certificate e teleintervento da remoto da sala manovra TErna.
Dunque sarà una cosa che vedremo solo su FV di grande taglia..immagino solo quello connesso in AT e AAT diretto su rete Terna.
Altra cosa interessante che leggevo..dal questa primavera n California dopo il tramonto la prima fonte di rete è accumulo chimico...che ha superato accumulo idro e gas come energia nella fascia della punta serale.
Quando l'ho scritto al reply #4 sembrava avessi scritto un eresia che gli inverter di rete non possono generare F e nemmeno lo devono fare , ma usano quella di rete per sincronizzarsi , e cosa succederebbe se decine di migliaia di inverter da 3-100kW , generassero loro la F
Saranno sempre definite/definibili "sincrone" riferendosi al funzionamento a regime, ma noi eravamo partiti dall'inerzia in presenza di una variazione di frequenza, il che mi sembra negare a priori il sincronismo istante per istante e in ogni condizione anche transitoria. Questa stessa osservazione vale anche nel caso di assenza di batteria, perchè la stessa potenza (quella dei pannelli) che viene fornita alla rete in maniera perfettamente sincrona alla frequenza di rete quando questa è stazionaria, è o sarebbe disponibile anche se fornita in (leggero) anticipo o ritardo di fase in caso di variazioni delle frequenza di rete. Quello che descrivi sopra è ancora una volta il controllo in potenza (attiva) e in retroazione che secondo me è una cosa diversa dalla simulazione dell'inerzia meccanica (e dalla modalità "grid-forming" degli inverter).
Questa è però l'obiezione diametralmente opposta a quella iniziale e cioè che l'inerzia "simulabile" con un inverter non possa essere "istantanea" come quella elettromeccanica di un generatore rotante.
E comunque un problema di "eccesso di rapidità" è molto facilmente risolvibile, ammesso che sia un problema in sé per impianti piccolissimi e numerosissimi.
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