Reactive power control at the customer plant level coordinated with the grid

Abstract

Distributed generation like solar or wind power has spread dramatically across the globe, posing new, unforeseen challenges for the power grid. Violating the upper voltage limits in distribution grids is one of the most prominent challenges distribution system operators are experiencing nowadays. Countermeasures such as installing local Q(V) controls to mitigate these voltage violations are very restricted because they can create uncontrolled reactive power flows in the upper voltage levels. Their use on a large scale causes Volt/var uncertainties in the entire grid. The holistic LINK solution postulates a chain control strategy that covers the whole power grid, i.e. ultra-high, high, medium and low voltage grids and customer plants to overcome these challenges: Secondary control is the instrument used to coordinate the Volt/var behaviour of different grids parts and the customer plants thus eliminating any voltage violation, optimising the own area and offering flexibilities.This work focuses on the customer plant level, realising a reactive power secondary control at the customer plant level for the first time. Besides the prototyping, its effect on the harmonics is analysed.The secondary control at the customer plant level was developed and implemented in a laboratory at the Vienna University of Technology, which has a rooftop photovoltaic system. A small grid was set up, an oversized inverter was used to deliver reactive power. The inverter was oversized, because smaller inverters could not be controlled in regards to their reactive power. The secondary control was designed to dynamically control the reactive power flow in the connection point with the grid. Depending on the grid requirements, the customer plant may deliver inductive or capacitive power or fully compensate for the reactive power required by the various devices in the household. In the last case, the customer plant turns self-sufficient or autarkic in reactive power.Initially, the system's harmonic were measured without any compensation. Results show that the lower the inverter's active power output for the uncompensated modus, the higher the inverter's THDI is. This results from the harmonic currents' amplitude correlating very weakly with the active power output. Next, the reactive power draw of the electrical installation, mainly the cabling, was compensated such that the exchange with the university grid is almost zero (reactive power self-sufficient modus), and the harmonic currents up to order 63 before and after were analysed, together with the THDU. This analysis was repeated for an inductive and then a capacitive device. All of these tests concluded that the reactive power compensation does not impact the harmonic current output of the inverter or the measured THDU.Then, dynamic constraints with the grid were tested by setting the reactive power exchange setpoint to values other than zero. Some harmonics, like the 9th, 11th and 13th, increase with reactive power injection into the grid (1.8 kvar in the experiment) and reactive power consumption from the grid (1 kvar in the experiment), while some, like the 3rd, decrease with high reactive power injection into the grid but increase for high reactive power consumption from the grid. The 2nd harmonic showed a dramatic increase in amplitude for high reactive power injection into the grid but did not change for high reactive power consumption from the grid.Lastly, it was tested whether the active power has an effet on the distorted power when reactive power injection and consumption are at their maximum. It was concluded, that for high reactive power injection into the grid, the distorted power at the inverter terminals increases with increasing active power, while for reactive power consumption from the grid, the distorted power at the inverter terminals decreases when the active power increases.

Dezentrale Erzeugungseinheiten wie Wind- oder Solaranlagen sind in den letzten Jahren weltweit massiv zugebaut worden. Dies stellt Elektrische Energieversorgungsnetze vor unvorhergesehene Probleme. Verteilnetzbetreiber kämpfen heutzutage vor allem mit Spannungsbandverletzungen in den Niederspannungsnetzen. Q(U)-Regelung, die üblicherweise angewendet wird um diesen Problemen vorzubeugen, verursacht unkontrollierte Blindleistungsflüsse in den überlagerten Mittel- und Hochspannungsnetzen und führt zu Ungewissheiten in Bezug auf den Blindleistungshaushalt des gesamten Netzes. Die holistische LINK Strategie postuliert eine verkettete Regelstrategie, die das gesamte Energieversorgungsnetz umfasst. Sekundärregelkreise werden verwendet um das Blindleistungs- und Spannungsverhalten der verschiedenen Netzteile mit den Erzeugungsanlagen zu koordinieren und Spannungsbandverletzungen zu beheben. Dies verbessert die örtliche Situation und Flexibilität können angeboten werden. Diese Arbeit realisiert erstmals eine Sekundärregelung für die Blindleistung auf der Haushalts-Ebene. Abgesehen von der Entwicklung des Prototypen wurden die Auswirkungen auf die Oberschwingungen betrachtet. Diese Sekundärregelung wurde nach der Entwicklung in einem Laborraum an der TU Wien, der eine auf Dach-PV-Anlage besitzt, implementiert. Es wurde ein kleines Netz aufgebaut und ein überdimensionierter Wechselrichter zur Blindleistungsbereitstellung verwendet, da kleinere Wechselrichter nicht ihre Blindleistung steuern konnten. Je nachdem, was das Netz für Anforderungen stellt, kann der Wechselrichter induktiv oder kapazitiv wirken oder die Blindleistung am Netzverknüpfungspunkt, die von Haushaltsgeräten benötigt werden würde, auf nahezu Null kompensieren. Im letzten Fall wird der Haushalt Blindleistungsautark betrieben. Zunächst wurde die Anlage ohne jegliche Kompensation vermessen. Die Ergebnisse zeigen, dass der THDI des Wechselrichters umso höher ist, je weniger Wirkleistung eingespeist wird. Dieser Zusammenhang resultiert aus der schwachen Korrelation zwischen den Oberschwingungsströmen und der Wirkleistungsabgabe des Wechselrichters. Im nächsten Experiment wurde der Blindleistungsbedarf der Kabelstrecken kompensiert, damit es zu keinem Austausch von Blindleistung mit dem Universitätsnetz kommt. Die Oberschwingungsströme bis zur 63. und der THDU wurden analysiert. Das gleiche Experiment wurde im Anschluss für eine induktive, sowie eine kapazitive Last wiederholt. Alle Messungen ergaben, dass die Blindleistungskompensation keine Auswirkungen auf die Oberschwingungsströme, sowie den THDU hat. Dann wurde die dynamische Sollwertvorgabe durch das Netz getestet und analysiert. Es ergab sich, dass manche Oberschwingungsströme, wie die Neunte, Elfte und Dreizehnte mit zunehmendem Blindleistungsaustausch ansteigen (1.8 kvar Blindleistungsbereitstellung, sowie 1 kvar Blindleistungsbezug). Andere dagegen, wie die dritte Oberschwingung, verringerten sich bei hoher Blindleistungsbereitstellung, erhöhten sich aber bei hohem Blindleistungsbezug. Die zweite Oberschwingung erhöhte sich stark bei hoher Blindleistungsbereitstellung, veränderte sich augenscheinlich aber nicht bei hohem Blindleistungsbezug. Als letztes wurde der Zusammenhang zwischen der Wirkleistung und der Oberschwingungsblindleistung bei hohen Blindleistungswerten am Wechselrichter untersucht. Es stellte sich heraus, dass die Oberschwingungsblindleistung bei hoher Blindleistungsbereitstellung mit steigender Wirkleistung ebenfalls ansteigt. Dagegen sinkt die Oberschwingungsblindleistung mit steigender Wirkleistung bei hohem Blindleistungsbezug.