Australia gjennomfører trighetsmålingsforsøk for storskala batterilagringsprosjekter.

Den australske regjeringen har finansiert en trighetsmålingsprøve ved Victorian Big Battery batterienergilagringssystem, som tar sikte på å gi sanntids og nøyaktige vurderinger av nettdriftstilstanden gjennom drift av batterienergilagringssystemer.

Australia er satt til å pensjonere kraftverk med fossilt brensel, for det meste kullfyrte, i de kommende årene. I tillegg til å fylle kraftproduksjonsgapet til disse kraftverkene, må utplasseringen og driften av et stort antall kraftproduksjonsanlegg for fornybar energi også gi treghet for å opprettholde stabil drift av nettet.

Victorian Big Battery batterienergilagringssystem distribuert og operert i Victoria

Australian Renewable Energy Agency (ARENA) har bevilget A$1,43 millioner (US$960,000) til Reactive Technologies for en trighetsmåling av et batterilagringssystem, som vil vare til mars 2024. Reactive Technologies er en leverandør av verktøypakker for måling av nettfunksjonalitet.

Grunnlagt i Finland og med kontorer i USA og Australia, kjører selskapet GridMetrix dataanalyseprogramvare for Victorian Big Battery batterienergilagringssystemet, et 300MW/450MWh energilagringsprosjekt i nettskala som opererer i Victoria, og integrerer sin skalerbare måleenhet. ( XMU) utplassert på rutenettet.

Det målte signalet vil bli sendt fra batterilagringssystemet til nettet, mens dataene fra Extensible Measurement Unit (XMU) analyseres av programvare. Den australske energimarkedsoperatøren (AEMO), regulatoren for Australias nasjonale elektrisitetsmarked (NEM), vil se på treghetsdata i sanntid.

Det viktorianske Big Battery batterienergilagringssystemet er bygget med Tesla Megapack batterienergilagringsenheter og vil gå online i desember 2021.

Reactive Technologies vil samarbeide med den australske energimarkedsoperatøren (AEMO) om forsøket, som også vil bli støttet av den viktorianske regjeringens avdeling for energi, miljø og klimahandling (DEECA), Melbourne Energy Institute og batteriet ved University of Melbourne. Utvikleren og eieren av energilagringssystemet, den franske uavhengige kraftprodusenten (IPP) Neoen, støtter det.

Inverterbaserte fornybar energiproduksjonsanlegg (som solkraftproduksjonsanlegg og vindkraftproduksjonsanlegg), kan gi nettet såkalt "syntetisk treghet" eller "virtuell treghet": den syntetiske treghet kan leveres av omformeren i stedet for Fysisk treghet fra synkrongeneratorer i termiske kraftverk.

I et blogginnlegg fra februar 2022 om energilagringssystemer forklarte Blair Reynolds, produktsjef i Amerika for SMA, hvordan det fungerer: "Treghet refererer til kraftsystemets naturlige motstand mot endringer i frekvens, og hvis et stort kraftverk eller overføringen systemet svikter, frekvensendringen kan falle, dette er tregheten i kraftsystemet, som lar nettet tid til å rebalansere tilbud og etterspørsel av elektrisitet ved å redusere endringshastigheten etter uventede hendelser. Derfor er treghet et mål på kraften systemets evne til å reagere på plutselige endringer En god indikator på motstandskraft."

Inverterbaserte fornybar energiproduksjonsanlegg kan ikke bare raskt oppdage frekvensavvik og reagere på kraftsystemubalanser, men kan også etterligne tradisjonelle generatorer for å gi den nødvendige tregheten.

Dette skifter generasjonsaktiva fra "grid following" (dvs. å stole på rask synkronisering med et eksternt grid for å kontrollere deres aktive og reaktive output) til "grid forming".

Dette kan gjøres ved å utstyre batterienergilagringssystemer med avanserte invertere. Australian Renewable Energy Agency (ARENA) har gitt midler til åtte storskala batterienergilagringsprosjekter på til sammen 2GW/4,2GWh. Disse batterienergilagringsprosjektene vil være utstyrt med avanserte netttilkoblede vekselrettere og vil ha grid treghet funksjoner.

Australian Renewable Energy Agency (ARENA) gjorde et utvalg i desember 2022 blant 54 mottatte søknader. Mens byrået opprinnelig ga 100 millioner dollar i finansiering for å implementere prøveprotokollen, vil den endelige avgjørelsen heve det til 176 millioner dollar.

"Grid Formation" kan også ettermonteres. Noen måneder før dette, installerte et annet Neoen batterienergilagringsprosjekt, Hornsdale batterienergilagringssystem som opererer i Sør-Australia, avanserte invertere. Energilagringssystemet har en skala på 150MW/193,5MWh og brukes til å tilby ulike elektriske tjenester som Frequency Controlled Ancillary Services (FCAS) og nå også treghetstjenester.

Reactive Technologies sier at to tredjedeler av Australias kullkraftverk forventes å stenge innen 2040, noe som gjør det vanskeligere å spore og vurdere nettreghet ved hjelp av tradisjonelle verktøy. Måleverktøyene som benyttes av selskapet vil bli vurdert under en rekke forhold, inkludert i perioder med rikelig sol- og vindproduksjon i Victoria og perioder med høy etterspørsel etter elektrisitet.

Darren Miller, administrerende direktør for Australian Renewable Energy Agency (ARENA), sa: "Kontinuerlig måling av treghet vil bli svært verdifull da det vil bidra til å stabilisere nettet og til slutt muliggjøre adopsjon av mer elektrisitet fra ikke-synkroniserte produksjonsanlegg. Eksempler inkluderer solenergiproduksjonsanlegg og vindkraftproduksjonsanlegg.

Et måleverktøy utviklet av Reactive Technologies kan endre måten Australias National Electricity Market (NEM)-nett forvaltes på. Ved å gi sanntidsdata til Australian Energy Market Operator (AEMO), kan kundegenereringsforholdene optimaliseres, noe som har vist seg å gi opptil 30 prosent treghet til det australske nettet.