Titelaufnahme

Titel
A comparative study of strategies for voltage control in medium voltage power distribution networks with distributed generation / von Roman Schwalbe
VerfasserSchwalbe, Roman
Begutachter / BegutachterinStöri, Herbert ; Stifter, Matthias
Erschienen2013
Umfang117 S. : graph. Darst.
HochschulschriftWien, Techn. Univ., Dipl.-Arb., 2013
Anmerkung
Zsfassung in dt. Spache
SpracheEnglisch
DokumenttypDiplomarbeit
Schlagwörter (DE)Spannungsregelung / Mittelspannung / Verteilnetz / dezentrale Einspeiser / verteilte Erzeugung / Blindleistung / Transformator-Stufensteller / Koordinierte Spannungsregelung / Optimierung / Netzverluste
Schlagwörter (EN)voltage control / medium voltage / distribution grid / distributed generation / decentralised production / reactive power / transformer tap-changer / coordinated voltage control / optimisation / grid losses
URNurn:nbn:at:at-ubtuw:1-56703 Persistent Identifier (URN)
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A comparative study of strategies for voltage control in medium voltage power distribution networks with distributed generation [19.41 mb]
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Zusammenfassung (Deutsch)

Um den Anteil erneuerbarer Energieträger in der Elektrizitätserzeugung zu erhöhen werden heutzutage Erzeugungsanlagen dezentral in existierende Verteilnetze integriert. Speziell in ländlichen Verteilnetzen kann eine starke Rückspeisung zu einer unzulässigen Spannungsanhebung in Netzabschnitten mit hoher Erzeugung führen. Um dies zu vermeiden kann der Stufensteller des zentralen Transformators und die Blindleistung der einspeisenden Generatoren zur Spannungsregelung verwendet werden. Existierende Spannungsregelungen arbeiten unabhängig voneinander in einem lokalen Kontext, was bedeutet, dass sowohl die Position des Transformator-Stufenstellers als auch die Blindleistung der Kraftwerke nur anhand von lokalen Messwerten geregelt wird. Während die Aufnahmefähigkeit des Netzes für dezentrale Erzeuger mit solchen lokalen Spannungsregelungskonzepten begrenzt ist, können koordinierte Spannungsregelungskonzepte ein Maximum an verteilten Erzeugern im Netz ermöglichen, sodass die existierende Infrastruktur bestmöglich genutzt werden kann. Koordinierte Spannungsregelungen, die zentral betrieben werden und auf aktuellen Messwerten aus dem Netz basieren, können zusätzlich zu Ihrer primären Funktion der Spannungsregelung den Leistungsfluss im Netz optimieren und die Netzverluste reduzieren.

In dieser Arbeit wurden Effekte untersucht, welche zu Spannungsanhebungen durch dezentrale Erzeuger in Verteilnetzen führen, und die technischen Möglichkeiten zur Beeinflussung der Spannungen im Netz analysiert. Als Basis für koordinierte Spannungsregelungen wurde der Ansatz der "Beitragsmatrix" zur quantitativen Charakterisierung der Spannungssensitivitäten von Netzknoten hergeleitet und analytisch und numerisch untersucht. Damit wurde ein natürliches Regelungsziel hergeleitet und diskutiert, welches alle Netzspannungen so gut wie möglich auf Nennspannung hält. Die daraus resultierenden Erkenntnisse wurden verwendet um die Regelungsstrategie, die im Projekt "DG DemoNetz Validierung" entwickelt wurde, herzuleiten und zu analysieren.

Anschließend wurden vier weitere koordinierte Spannungsregelungskonzepte vorgestellt, welche neben dem Primärziel der Spannungshaltung unterschiedliche Regelungsziele verfolgen.

Zusammen mit sechs lokalen Spannungsregelungskonzepten wurden die vorgestellten koordinierten Regelungskonzepte in zwei österreichischen Mittelspannungs-Verteilnetzen auf Basis von Jahres-Lastprofilen simuliert. Diese Netze wurden in ihrem aktuellen Zustand und in einem wahrscheinlichen Ausbauzustand mit zusätzlichen dezentralen Erzeugern simuliert, was eine Bewertung der Notwendigkeit und der technischen Möglichkeiten der verschiedenen Spannungsregelungen ermöglicht. Die Simulationsergebnisse der lokalen und koordinierten Regelungsstrategien wurden anhand ihrer Auswirkungen auf Netzspannungen, Netzverluste und der Anzahl der notwendigen Stufenstellungen verglichen.

Die Simulationsergebnisse zeigen, dass die koordinierten Spannungsregelungskonzepte die Spannungsqualität in beiden Netzen sowohl im aktuellen als auch im ausgebauten Zustand das ganze Jahr über sicherstellen können. Das kann mit lokalen Spannungsregelungskonzepten nicht immer erreicht werden, außer durch den Betrieb aller Kraftwerke mit konstantem Leistungsfaktor, was die Netzverluste signifikant erhöht.

Generell sind die Netzverluste von koordinierten Regelungskonzepten niedriger als die Netzverluste von lokalen Regelungskonzepten. Mit koordinierten Konzepten kann die Anzahl erforderlicher Stufenstellungen signifikant reduziert werden und in manchen Fällen können die Netzverluste sogar niedriger als im unkontrollierten Referenzszenario gehalten werden. Speziell in den Ausbauzuständen beider Netze erscheinen koordinierte Spannungsregelungskonzepte zur Sicherstellung der Spannungsqualität sinnvoll.

Zusammenfassung (Englisch)

To increase the share of renewable energy sources in electricity production renewable energy generation is nowadays integrated decentralised into existing distribution grids. Especially in rural distribution grids a high share of generation can lead to an unacceptable voltage rise at the generation's feeding branch and limit the amount of generation hosting capacity. Therefore the central transformer's tap-change capability and the capability of distributed generation to contribute reactive power are used for voltage control in distribution grids. Existing voltage control concepts operate in a local scope, which means that the transformer's tap position and the generation's reactive power is controlled independently based on local measurement data. While the distributed generation hosting capacity of distribution grids is limited with local voltage control, coordinated voltage control concepts enable a maximum of generation connected to distribution systems by optimally utilising the existing infrastructure.

Coordinated voltage control concepts that are centrally operated and depend on actual grid measurement data are able to improve the grid's power flow and reduce grid losses beside their primary task of voltage control.

In this work the effects that lead to voltage rise in distribution systems with distributed generation as well as the technical capabilities to influence grid voltage are described and analytically investigated. The 'contribution matrix' approach for the quantitative characterisation of voltage sensitivities of grid nodes is derived and analytically and numerically analysed. Based on the contribution matrix approach a natural control objective that minimises voltage violations from nominal voltage is derived and discussed. With the help of the insights gained during the investigation of this control strategy, the control strategy that was developed during the project 'DG DemoNet Validation' is derived and analysed. Four further coordinated voltage control strategies are proposed that follow different control objectives in addition to voltage control.

Together with six local voltage control strategies the proposed coordinated control strategies were simulated in two Austrian medium voltage distribution grids based on one-year load-profiles. These grids were simulated in the actual construction state and in a probable growth scenario with additional generation integrated. This makes an evaluation of the necessity and the technical capabilities and limitations of different voltage control concepts possible. The simulation results of the local and coordinated voltage control concepts are analysed and their influence to grid voltages, grid losses and the number of tap-changes are compared.

The simulation results show that coordinated voltage control concepts are able to maintain voltage quality in both grids in their actual constitution and in the probable growth scenario during the whole year.

This could not be achieved with local voltage control concepts except running all DGs at a constant power-factor, which significantly increases grid losses. In general, grid losses of coordinated voltage control concepts that utilise the whole available voltage band are smaller than grid losses of local control concepts. With coordinated voltage control concepts it is possible to significantly reduce the number of necessary tap-changes. In some cases it is even possible to reduce grid losses compared to the uncontrolled reference scenario.

Especially for the growth scenario of both grids, coordinated voltage control concepts seem to be very reasonable to maintain voltage quality.