Spiegazione dei parametri di controllo

La simulazione esemplare mostra la potenziale reazione degli inverter di rete a vari eventi di rete. L'intervallo di tempo t = [0 s, 180 s] simula l'andamento della frequenza di rete e dell'ampiezza della tensione al momento della disconnessione del sistema il 24.07.2021, misurata a La Cereal, in Spagna, nel centro della penisola iberica. Nella traiettoria seguente, la frequenza e l'ampiezza della tensione sono state mantenute costanti con un calo di tensione di 0,05 pu per t = [250 s, 300 s], oltre a un salto di fase positivo a tθpos = 350 s e un salto di fase negativo a tθneg = 380 s. I salti di fase sono simulati da impulsi nella curva di frequenza con ∆f = θstep*∆T.

La simulazione si basa su un modello semplificato in cui i termini di accoppiamento tra potenza attiva e reattiva sono trascurati. La potenza dell'inverter è di 100 kW. Vengono illustrati due approcci per la fornitura di potenza attiva e reattiva da parte dell'inverter di rete:

1. Regolatore P: regolatore di potenza proporzionale (parametrizzabile tramite Ta, set e Kq)
2. D-controller: regolatore di potenza differenziale (parametrizzabile tramite Kp e Kq)

A titolo di confronto, si possono mostrare le reazioni di un generatore sincrono (SG) con diverse impostazioni:

1. P_SG senza potenza di controllo primaria: Fornitura di potenza attiva come riserva istantanea con Ta = 12 s
2. P_SG con potenza di controllo primaria: Fornitura di potenza attiva come PRL con droop = 0,035
3. Q_SG con const. U: Fornitura di potenza reattiva senza controllo Q(U)
4. Q_SG con regolatore droop Q(U): fornitura di potenza reattiva con controllo Q(U)