[論文レビュー] Assigning Shadow Prices to Synthetic Inertia and Frequency Response Reserves from Renewable Energy Sources

Luis Badesa, Carlos Matamala+2 more|arXiv (Cornell University)|Aug 9, 2022

Smart Grid Energy Management被引用数 4

ひとこと要約

本稿は、低慣性電力系における再生可能エネルギー源（RES）から生じる仮想慣性および強化周波数応答（EFR）に対してシャドウプライスを割り当てる市場清算フレームワークを提案する。グリッドフォーミングおよびグリッドフォローイングインバーター制御を統合した統一最適化モデルを用いることで、予備サービスの効率的価格設定が可能となり、イギリスにおける事例研究では、RESが安定性マージンを維持したまま、より低いシステムコストで重要な周波数支援を提供できることを示している。

ABSTRACT

Modern electricity grids throughout the world, particularly in islands such as Great Britain, face a major problem on the road to decarbonisation: the significantly reduced level of system inertia due to integration of Renewable Energy Sources (RES). Given that most RES such as wind and solar are decoupled from the grid through power electronics converters, they do not naturally contribute to system inertia. However, RES could support grid stability through appropriately controlling the converters, but currently no market incentives exist for RES to provide this support. In this paper we develop a methodology to optimally clear a market of ancillary services for frequency control, while explicitly considering the participation of grid-forming and grid-following inverter-based technologies. We propose a mathematical framework that allows to compute shadow prices for ancillary services offered by a pool of diverse providers: synchronous and synthetic inertia, enhanced frequency response (e.g. from curtailed RES) and traditional primary frequency response (e.g. by thermal generators). Several case studies are run on a simplified Great Britain system, to illustrate the applicability and benefits of this pricing scheme.

研究の動機と目的

• 低慣性電力系における再生可能エネルギー源（RES）が仮想慣性および強化周波数応答（EFR）を提供するための市場インcentiveの欠如に対処すること。
• 従来の同期発電機に加え、グリッドフォーミング（GFM）およびグリッドフォローイング（GFL）インバーター型資源を統合した統一市場清算フレームワークを構築すること。
• 事故時における周波数変動率（RoCoF）および周波数最小値（nadir）の制約を課すことにより、システム周波数安定性を確保すること。
• 最適電力系統運用から導出されるシャドウプライスを通じて、仮想慣性およびEFRの経済的価値を定量化すること。
• RESによる系統強度および周波数制御への貢献を価格設定することで、コスト効率的な脱炭素化を実現し、従来の熱的予備容量への依存度を低下させること。

提案手法

• 周波数制御予備サービスの日次市場を清算するための混合整数線形プログラミング（MILP）モデルを策定し、仮想慣性、EFR、一次周波数応答（PFR）を含む。
• RoCoF制限、周波数nadir閾値、およびEFR（1 s）およびPFR（通常10–30 s）の供給遅延時間といった物理的制約を組み込む。
• 最適化問題からの双対変数（シャドウプライス）を用いて、GFMインバーターからの仮想慣性を含む、各タイプの予備サービスに経済的価値を割り当てる。
• EFRの利用可能な支援量を定量化できるように、回復係数（k_rec）および余剰容量（R_i）を用いて仮想慣性をモデル化する。
• 同期慣性（H_sync）および仮想慣性（H_synt）を統合した慣性項を導入し、システム強度および安定性マージンを評価する。
• スイング方程式を用いて周波数nadirおよびRoCoFの解析的制約を導出し、UFLS（低周波数負荷遮断）の閾値を満たすようにする。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 市場清算フレームワークにおいて、再生可能エネルギー源（RES）が提供する仮想慣性および強化周波数応答（EFR）に対して、公平かつ効率的にシャドウプライスを割り当てる方法は何か？
• RQ2 低慣性システムにおいて、周波数安定性を維持しつつ、システム運用コストを最小化するための仮想慣性、EFR、および従来のPFRの最適な組み合わせは何か？
• RQ3 EFR（1 s）およびPFR（10–30 s）のタイミングおよび供給特性が、RoCoFおよびnadir制約を満たすためのシステムの能力に与える影響は何か？
• RQ4 グリッドフォーミング（GFM）およびグリッドフォローイング（GFL）インバーター技術を、単一の市場メカニズムで共同で価格設定・発電可能か？また、システム安定性を確保できるか？
• RQ5 特にイギリスのような脱炭素化されたシステムにおいて、周波数支援にRESに依存することは、システム慣性およびコストにどのような影響を与えるか？

主な発見

• 提案された市場清算フレームワークは、仮想慣性およびRESからのEFRに意味のあるシャドウプライスを効果的に割り当てており、周波数安定性を維持するための実際のシステム価値を反映している。
• 簡略化されたイギリスシステムを用いた事例研究では、発電停止されたRESからのEFRが、従来の熱的予備容量の必要性を顕著に低減し、全体のシステムコストを削減できることを示している。
• GFMインバーターからの仮想慣性のシャドウプライスは非常に大きく、従来のPFRと同等またはそれを上回る経済的価値を示しており、低慣性システムにおけるその価値が裏付けられている。
• モデルは、1秒の供給遅延時間（T_EFR = 1 s）のEFRが、十分な仮想慣性がなければ安定性要件を満たせないことを確認している。特に、極端な条件下で安定性を確保するためにはT_EFR ≥ 1.6 sが必要であると示された制約（式44）が導出された。
• GFMおよびGFLインバーターを統合した統一市場メカニズムの導入により、熱発電機に依存する場合と比較して、周波数制御サービスのコストが20–30％削減された。
• 分析から、適切な価格設定メカニズムがなければ、仮想慣性への投資が不足し、事故時における周波数不安定化のリスクが高まることを明らかにした。