Advanced

Efficient Integration of Distributed Generation in Electricity Distribution Networks - Voltage Control and Network Design

Leisse, Ingmar LU (2013)
Abstract (Swedish)
Popular Abstract in Swedish

Målet med arbetet var att öka mängden vindkraft, solel och annan distribuerad generering (DG) som kan anslutas till befintliga distributionsnät på ett snabbt och kostnadseffektivt sätt. Att införa aktiv spänningsreglering i nätet, istället för installation av nya ledningar, har identifierats som en lämplig strategi. Då denna princip bygger på att DG-enheternas produktion kan vara större än vad som traditionellt tillåts i anslutningspunkten måste dock den aktiva effekten kunna begränsas periodvis.

Elektrifieringen började med lokal generering ofta driven av ångmaskiner eller vatten. Vid den tiden täckte distributionsnäten, där elen transporteras till kunderna, bara mindre områden. Sedan... (More)
Popular Abstract in Swedish

Målet med arbetet var att öka mängden vindkraft, solel och annan distribuerad generering (DG) som kan anslutas till befintliga distributionsnät på ett snabbt och kostnadseffektivt sätt. Att införa aktiv spänningsreglering i nätet, istället för installation av nya ledningar, har identifierats som en lämplig strategi. Då denna princip bygger på att DG-enheternas produktion kan vara större än vad som traditionellt tillåts i anslutningspunkten måste dock den aktiva effekten kunna begränsas periodvis.

Elektrifieringen började med lokal generering ofta driven av ångmaskiner eller vatten. Vid den tiden täckte distributionsnäten, där elen transporteras till kunderna, bara mindre områden. Sedan dess har distributionsnäten blivit allt mer sammanknutna via transmissionsnäten som transporterar elen över långa avstånd. Allteftersom har allt större genereringsenheter byggts. Dessa anläggningar är direkt anslutna till transmissionsnätet och effektflödet är då från genereringsenheten, via transmissions- och distributionsnätet, till kunderna.

Distributionsnäten är ursprungligen byggda för enkelriktat effektflöde från matningsstationen till lasten hos kunderna. Sedan några år tillbaka har el från förnybara källor som vind och sol blivit allt vanligare. Oftast är dessa produktionsanläggningar småskaliga och anslutna till distributionsnäten. Denna typ av generering är distributionsnäten inte planerade och byggda för.

Hur spänningen hos elkunden varierar är ett viktigt kvalitetsmått i elnätet och variationen måste begränsas för att utrustningen som anslutas ska fungera korrekt och inte skadas. Att mata förbrukning medför att effektflödet är i riktning mot kunderna och spänningen sjunker därmed från fördelningsstationerna längs ledningarna mot kundens anslutningspunkt. Spänningsfallet är då ungefär samma i alla ledningar och det är därför möjligt att hålla spänningen inom gränsvärden genom transformatorns lindningskopplare som reglerar spänningen vid fördelningsstationen.

Ansluts däremot generering till distributionsnätet kan effektflödet gå åt andra hållet, från kund till fördelningsstation, och därmed öka spänningen i slutet av en radial istället. Denna spänningsökning är dagens distributionsnät inte byggda för och anslutningen av DG är därför begränsad i vissa situationer.

Hittills har det förutsatts att nätet måste kunna ta upp den maximala effekten från DG enheterna i alla driftsituationer. I motsatts till traditionella kraftverk levererar exempelvis vindkraftverk dock bara kortvarigt maximal effekt vilket leder till att anslutningar som är planerade för den maximala effekten har en låg utnyttjandegrad.

För att övervinna begränsningen som härrör från spänningsökningen föreslår avhandlingen en aktiv spänningsreglering i distributionsnät, med hjälp av en lindningskopplare vid fördelningsstationens transformator samt reaktiv effekt konsumtion från DG enheterna. Om dessa två metoder inte är tillräckliga för att hålla spänningen inom gränserna kan den aktiva effektinmatningen temporärt begränsas. Dock kan en sällan förekommande och kortvarig begränsning vara fördelaktig om kostnaderna för anslutningen minskas på detta sätt.

Genom en aktiv spänningsreglering kan i många fall en större DG-kapacitet anslutas till befintliga nät utan att näten behöver byggas ut. På detta sätt kan anslutningskostnader, och tiden tills anslutningen är klar, minskas. I och med att energimängden som överförs i samma nät ökar blir också nätets utnyttjandegrad högre.

I gengäld måste nedstyrning av aktiv effekt vara tillåten som sista utväg för spänningsregleringen. I detta fall är det viktigt för DG-exploatören att i förväg kunna uppskatta mängden energi som går förlorad vid nedstyrning så att en avvägning mellan högre anslutningskostnader och ingen nedstyrning samt lägre anslutningskostander och temporär nedstyrning kan göras för att bedöma investeringen. Avhandlingen presenterar beräkningsmetod för att relatera mängd förlorad energi till ansluten DG-effekt och förhållandena i nätet. Metoden är enkel och bedöms i motsats till många mer avancerade metoder ha goda förutsättningar för att kunna tillämpas praktiskt. (Less)
Abstract
Distributed generation (DG), i.e. generation connected to the low and medium voltage distribution network (DN), has been increasing a lot during recent years. Thus the traditional assumption of a unidirectional power flow and a voltage decrease along the distribution feeders is no longer valid in all operation conditions.

Voltage control in these networks is often limited to the on-load tap changer at the high voltage/medium voltage substation. Thus keeping the voltage at the customer connection point, which is an important quality criterion for electricity supply, within the limits may become a challenge. Since most of the available voltage band is assigned to the voltage decrease caused by the load, only a small part is... (More)
Distributed generation (DG), i.e. generation connected to the low and medium voltage distribution network (DN), has been increasing a lot during recent years. Thus the traditional assumption of a unidirectional power flow and a voltage decrease along the distribution feeders is no longer valid in all operation conditions.

Voltage control in these networks is often limited to the on-load tap changer at the high voltage/medium voltage substation. Thus keeping the voltage at the customer connection point, which is an important quality criterion for electricity supply, within the limits may become a challenge. Since most of the available voltage band is assigned to the voltage decrease caused by the load, only a small part is available for a voltage rise from DG power injection. To overcome this limitation, traditionally the network has to be reinforced, which is always a solution but quite expensive.

Coordinated voltage control is introduced as an alternative to avoid or postpone network reinforcement. The proposed algorithm receives actual voltage measurements from electricity meters at the customer connection points. The voltage setpoint at the substation and the reactive and active power output of the DG units are then adjusted to keep the voltage within the limits. Thereby the voltage band is used more efficiently and as a last option, the active power output from the DG units may temporarily be limited and some energy spilled. The voltage control scheme has been verified by power flow simulations of an existing DN in Sweden using real time series for consumption, photovoltaics and wind generation. It turned out that the need for active power curtailment is low even for large DG penetration if applying coordinated voltage control. Next, a passive DN has been turned into an active DN by introducing coordinated voltage control in a field test. The main objective has been to test the effect of asynchronous measurements from electricity meters and DG units and the impact from the communication. Control with asynchronous measurement turned out to be possible and curtailment has been reduced considerably.

As coordinated voltage control uses active power curtailment as a last option to keep the voltage within the limits, it is, especially for the DG developer, important to estimate, to what extent curtailment will be utilised. Based on this data DG developers have to decide, if they would prefer a more expensive connection, which is able to always transfer the maximum DG output, i.e. a firm connection, or if they prefer to accept some temporary restrictions, if it is at a lower cost and faster available.

Power flow simulations could be used to determine the expected curtailment. They are exact but they require a lot of input data and are time consuming, especially for calculations over large time series. Therefore a 5-Step-Method, which is fast, simple-to-apply and needs only a reduced set of input data, has been developed. The 5-Step-Method can be applied to calculate the expected curtailment for a DG unit with a predefined nominal output at a given location. However, the method could also be applied to determine the maximum nominal DG output at a given location, if a predefined amount of curtailment can be accepted.

To verify the 5-Step-Method, it is applied on DG connections in a generic test system. The obtained results are quite close to the ones from power flow calculations for the considered scenarios. The results for the expected curtailment calculated by the 5-Step-Method are however not conservative compared to power flow calculations, i.e. showing a larger amount of curtailment, for all scenarios. Finally the necessary steps for implementing coordinated voltage control and non firm DG connections are summarized both for distribution network operators and DG developers. (Less)
Please use this url to cite or link to this publication:
author
supervisor
opponent
  • Prof Repo, Sami, Tampere University of Technology, Finland
organization
publishing date
type
Thesis
publication status
published
subject
keywords
Coordinated Voltage Control, Distributed Generation, Electricity meter, PV, Wind Power, Distribution Network
pages
214 pages
defense location
Lecture hall M:B, M-building, Ole Römers väg 1, Lund University, Faculty of Engineering
defense date
2013-12-16 13:15
ISBN
978-91-88934-63-5
language
English
LU publication?
yes
id
45b6a72a-a80e-4b46-9c02-10b67de7fadb (old id 4157244)
date added to LUP
2013-11-20 14:05:11
date last changed
2016-09-19 08:45:17
@misc{45b6a72a-a80e-4b46-9c02-10b67de7fadb,
  abstract     = {Distributed generation (DG), i.e. generation connected to the low and medium voltage distribution network (DN), has been increasing a lot during recent years. Thus the traditional assumption of a unidirectional power flow and a voltage decrease along the distribution feeders is no longer valid in all operation conditions.<br/><br>
Voltage control in these networks is often limited to the on-load tap changer at the high voltage/medium voltage substation. Thus keeping the voltage at the customer connection point, which is an important quality criterion for electricity supply, within the limits may become a challenge. Since most of the available voltage band is assigned to the voltage decrease caused by the load, only a small part is available for a voltage rise from DG power injection. To overcome this limitation, traditionally the network has to be reinforced, which is always a solution but quite expensive.<br/><br>
Coordinated voltage control is introduced as an alternative to avoid or postpone network reinforcement. The proposed algorithm receives actual voltage measurements from electricity meters at the customer connection points. The voltage setpoint at the substation and the reactive and active power output of the DG units are then adjusted to keep the voltage within the limits. Thereby the voltage band is used more efficiently and as a last option, the active power output from the DG units may temporarily be limited and some energy spilled. The voltage control scheme has been verified by power flow simulations of an existing DN in Sweden using real time series for consumption, photovoltaics and wind generation. It turned out that the need for active power curtailment is low even for large DG penetration if applying coordinated voltage control. Next, a passive DN has been turned into an active DN by introducing coordinated voltage control in a field test. The main objective has been to test the effect of asynchronous measurements from electricity meters and DG units and the impact from the communication. Control with asynchronous measurement turned out to be possible and curtailment has been reduced considerably.<br/><br>
As coordinated voltage control uses active power curtailment as a last option to keep the voltage within the limits, it is, especially for the DG developer, important to estimate, to what extent curtailment will be utilised. Based on this data DG developers have to decide, if they would prefer a more expensive connection, which is able to always transfer the maximum DG output, i.e. a firm connection, or if they prefer to accept some temporary restrictions, if it is at a lower cost and faster available.<br/><br>
Power flow simulations could be used to determine the expected curtailment. They are exact but they require a lot of input data and are time consuming, especially for calculations over large time series. Therefore a 5-Step-Method, which is fast, simple-to-apply and needs only a reduced set of input data, has been developed. The 5-Step-Method can be applied to calculate the expected curtailment for a DG unit with a predefined nominal output at a given location. However, the method could also be applied to determine the maximum nominal DG output at a given location, if a predefined amount of curtailment can be accepted.<br/><br>
To verify the 5-Step-Method, it is applied on DG connections in a generic test system. The obtained results are quite close to the ones from power flow calculations for the considered scenarios. The results for the expected curtailment calculated by the 5-Step-Method are however not conservative compared to power flow calculations, i.e. showing a larger amount of curtailment, for all scenarios. Finally the necessary steps for implementing coordinated voltage control and non firm DG connections are summarized both for distribution network operators and DG developers.},
  author       = {Leisse, Ingmar},
  isbn         = {978-91-88934-63-5},
  keyword      = {Coordinated Voltage Control,Distributed Generation,Electricity meter,PV,Wind Power,Distribution Network},
  language     = {eng},
  pages        = {214},
  title        = {Efficient Integration of Distributed Generation in Electricity Distribution Networks - Voltage Control and Network Design},
  year         = {2013},
}