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Modellierung von elektrischen Energieübertragungssystemen im Zeitbereich bei der Bereitstellung von Systemdienstleistungen
Abstract
Zusammenfassung
Die Stabilität eines elektrischen Energieübertragungssystems ist eine der wichtigsten Eigenschaften, die dessen Betreiber garantieren muss, insbesondere angesichts des wachsenden Anteils von dezentral eingespeisten, volatilen Energieträgern wie Solar und Wind am Gesamtmix. Aus diesem Grund werden im Rahmen des STABEEL -Projekts Methoden untersucht, wie – durch spezielle Formen der Blindleistungsbereitstellung von Erzeugern – Netze zukunftssicher, effizient und gleichzeitig stabil betrieben werden können. Um dieses Ziel zu erreichen, stellt dieser Beitrag die Weiterentwicklung eines Modellierungsansatzes vor, der Zustandsraummodelle von Verteilnetzen für die nachgelagerten Stabilitätsbetrachtungen liefert. Nach der Zusammenfassung grundlegender Konzepte geht dieser Artikel dabei auf die Modellierung von Leistungslasten und blindleistungsgeregelten Generatoren ein. Im Anschluss daran wird deren Funktionalität anhand der Simulation eines Beispielnetzes überprüft.
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Zur erfolgreichen Umsetzung der Energiewende müssen die bestehenden Engpässe im Verteil- und Übertragungsnetz behoben werden. In mehr als 75 % der Fälle beschränken Spannungsbandverletzungen die weitere Integration erneuerbarer Energien in das Verteilnetz. Zur Lösung bietet sich ein selektiver Netzausbau in Kombination mit verteilten aktiven Regelungen an, welche jedoch prinzipiell schwingungsfähig sind. Im Rahmen dieser Dissertation werden detaillierte Modelle der spannungshaltenden Betriebsmittel entwickelt und sowohl Stabilität als auch Interaktionen der aktiven Verfahren umfassend analysiert. Die Ergebnisse werden zu Handlungsempfehlungen gebündelt.
To successfully achieve the targets of „Energiewende“, existing congestion issues in the distribution and transmission grids must be solved. In more than 75 % of all cases, voltage boundary violations limit the integration of additional renewable energy sources in distribution grids. It has been shown that selective grid reinforcement in combination with the use of decentralized, active voltage controllers is one of the preferred solutions to this task. In this thesis, detailed models of voltage controlling equipment are developed to analyse the stability and interactions of active voltage controllers. The results are condensed into recommendations for action.
This paper addresses the subject of possible stability or interaction issues of the decentralized Q(V) control. Therefore, accurate inverter models are integrated into distribution grids and the resulting systems are analyzed in detail. Using suitable evaluation criteria, the systems stability borders and transient responses are assessed and the results are compared to current requirements in standards. Against all concerns, the stability of Q(V) can be approved and it can moreover be shown that even more than the hosting potential could be integrated without exceeding a maximum percentage overshoot of 15% at all generation units. For the stability limit to be reached, the hosting capacity would have to be multiplied at least with a factor of 100. The current Q(V) standard parametrization proves valid and should be preserved. According to the results in this paper, Q(V) can be unconditionally recommended.
As the amount of volatile, renewable energy sources in power distribution grids is increasing, the stability of the latter is a vital aspect for grid operators. Within the STABEEL project, the authors develop rules on how to parametrize the reactive power control of distributed energy resources to increase the performance while guaranteeing stability. The work focuses on distribution grids with a high penetration of distributed energy resources equipped with Q(V)-characteristic. This contribution is based on the stability assessment of previous work and introduces a new approach utilizing the circle criterion. With the aim of extending existing technical guidelines, stability assessment methods are applied to various distribution grids (e. g. benchmark grids). Herein, distributed energy resources can be modelled as detailed control loops or as approximations, derived from technical guidelines.
As the amount of volatile, renewable energy sources in power distribution grids is increasing, the stability of the latter is a vital aspect for grid operators. Within the STABEEL project, the authors seek to develop better rules on how to parametrise the reactive power control of various sources within a distribution grid to increase the performance while guaranteeing stability. As a first step in this direction, this contribution presents a time-domain based modelling approach for a fixed grid frequency that provides the state-space models needed for the following stability analysis. In detail, models for generic grid components are created which are later combined into a dynamic system by using a provided grid topology. Depending on the specific design goal, this process yields different model variants which are evaluated by using a benchmark model.
In order to allow for the participation of wind parks in primary voltage control of the network, a fast voltage droop
control, e.g. Q(U), is required. As droop control is potentially oscillatory, the control has to be designed carefully. We
illustrate the influence of the basic system parameters on stability of Q(U)-controlled wind parks. An analytic relation
between stability and these basic parameters is derived and we introduce a simple rule of thumb for pre-designing a wind
park Q(U) control. Furthermore, the stability of a decentralized control system formed by several parks in the same grid
region is analyzed and the influence of cross-coupling between them is illustrated.
Keywords – wind park control, voltage control, decentralized control, droop, Q(U), stability, gain margin
Distributed voltage control using Q(U)-characteristics is a means to facilitate higher penetrations of decentralized generation. However, stability concerns interfere the wider adoption of this technology. Based on a recent introduction of a robust stability criterion for assessment of droop-controlled inverters, this paper aims to improve the modeling of the grid from a control engineering point of view. After analyzing the impact of different types of voltage deviation on nodal voltage sensitivity, a more precise grid model is presented using algorithmic differentiation. The derived model is further implemented in a closed loop scheme for a Q(U)-controller. Considering in a first step of evolution solely a single input single output system the existing stability criterion could be improved in terms of accuracy.
Zu den elektrischen physikalischen Größen, im Folgenden elektrische Größen genannt, werden Spannung, Stromstärke, elektrische Leistung und Arbeit, elektrischer Widerstand, Induktivität und Kapazität gezählt. Weiterhin sollen noch die Messung von Zeit und Frequenz behandelt werden, weil beide für die Bestimmung von Wechselgrößen notwendig sind. Ebenfalls erforderlich sind sie zur Ermittlung von Größen, die unmittelbar eine Funktion der Zeit darstellen, wie z. B. die Arbeit.
Transformations between abc, stationary dq0 (αβ0) and rotating dq0 reference-frames are used extensively in the analysis and control of three-phase technologies such as machines and inverters. Previous work on deriving the matrices describing these transformations follows one of two approaches. The first approach derives Clarke's matrix by modifying symmetrical components. Park's matrix can be subsequently found from a rotation matrix. The second approach derives Park's matrix using trigonometric projection by interpreting the transformation as a rotation in the plane of the cross-section of a machine. Then, Clarke's matrix can be found trivially using a reference angle of zero in Park's matrix. This paper presents a third approach to deriving the Clarke and Park transformation matrices: a geometric interpretation. The approach exploits properties of the linear transformation using the Cartesian representation. We introduce the locus diagram of a three-phase quantity and show how these diagrams have applications in power quality. We show that, unlike a phasor diagram, a single locus diagram can fully represent a three-phase system with harmonics.
Distributed voltage control using Q(U)-characteristics is a means to facilitate higher penetrations of decentralized generation. However, stability concerns interfere the wider adoption of this technology. Motivated by a research project on ancillary services in electrical subtransmission and distribution networks a verification of limits in grid codes was carried out. This paper analyzes the stability of a network with distributed voltage control, which is modeled as an abstract nonlinear multiple input, multiple output system. Applying theoretical stability criterions show that the limits of stability can safely be derived for known parameters of the controlled units. For the more praxis-orientated case without detailed knowledge of the controlled units, a robust small-gain-based stability criterion is presented. Based on this, easy to use rules to ensure the stability of decentralized voltagecontrols are derived and verified using simulations in a benchmark grid.
Die Neuauflage dieses Fachbuches berücksichtigt die Entwicklungstendenzen in der elektrischen Energieversorgung. Sie ist erweitert um einen Abschnitt zum Verhalten von Windenergieanlagen und Photovoltaikanlagen bei Kurzschlüssen im Drehstromnetz und die Berechnung deren Beiträge zu Kurzschlüssen im Verteil- und Übertragungsnetz, sowie entsprechende Änderungen in der nationalen und internationalen Normung. Die Ausführungen werden durch umfangreiche durchgerechnete Beispiele ergänzt.
Das Buch ist seit Jahrzehnten das maßgebliche Standardwerk für die elektrische Energieversorgung. Es spricht in seiner umfassenden und verständlichen Darstellung gleichermaßen Studierende und Ingenieure an, die sich mit der Projektierung, dem Bau und dem Betrieb von Anlagen zur Erzeugung, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie befassen. Zahlreiche Bespiele tragen zum Verständnis bei.
Zielgruppe
Studierende der Energietechnik an Universitäten und Hochschulen, Ingenieure und Anwender aus den Bereichen Netzplanung und Netzbetrieb, Informatiker und Physiker mit fachübergreifendem Interesse
Die Autoren
Professor Dipl.-Ing. Dietrich Oeding war von 1956 bis 1978 bei Brown Boveri & Cie. tätig. Danach hatte er bis 1994 den Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgung an der TU Darmstadt inne. Forschungsschwerpunkte lagen im Bereich der Netzplanung und des Netzbetriebes sowie der Netzberechnung. Daneben war er von 1984 bis 2003 Chairman von IEC/TC 73 „Short-circuit currents and their effects“.
Prof. Dr.-Ing. habil. Bernd Rüdiger Oswald war bis 2007 Inhaber des Lehrstuhls Elektrische Energieversorgung an der Leibniz Universität Hannover mit den Forschungsschwerpunkten Computersimulation des stationären und nichtstationären Betriebsverhaltens von Elektroenergiesystemen sowie supraleitende Betriebsmittel und andere neue Komponenten in der Energieversorgung. Von 2003 bis 2015 war er Chairman von IEC/TC 73. Er ist Obmann des DKE/K121 „Kurzschluss-Ströme“.
A stability study of distribution networks with a high penetration of distributed generators (DGs) actively supporting the network is presented in this paper. A possible way of mitigating the voltage rise caused by DGs is the local control of reactive power. Among the different possible options, the Q(U) control (reactive power as a function of the voltage) is one of the commonly suggested solutions. However, the Q(U) control can, under certain conditions, lead to instability. This paper summarizes the results of a stability study conducted on a single-inverter system and on a multiinverter system. It shows that the requirements for reaching a stable operation can easily be met for integrated systems but could be a significant constraint for systems relying on communication.
Zusammenfassung
Für den stabilen Betrieb des elektrischen Netzes ist die Spannungsregelung von großer Bedeutung. Sie wird durch eine Vielzahl an Stellgliedern dezentral ausgeführt. Eine Möglichkeit zur Einbindung von Windparks ist die Implementierung einer schnellen Spannungsregelung mit Q(U)-Kennlinie. In diesem Beitrag wird eine solche Regelung entworfen. Sie soll robust sein gegen Änderungen in der Einspeisung und in den Netzeigenschaften, sowie hinsichtlich Änderungen der Totzeiten in der Strecke, welche sich im Betrieb typischerweise ergeben. Der Reglerentwurf erfolgt auf Basis eines Multi-Modell-Ansatzes.
Systemdienstleistungen aus Flächenverteilnetzen (SysDL 2.0)
- H Hänchen
- S Wende-Von
- Berg
Holger Hänchen und Sebastian Wende-von Berg. Systemdienstleistungen aus Flächenverteilnetzen (SysDL 2.0).
Techn. Ber. März 2018. url: https://www.iee.fraunhofer.
de/de/projekte/suche/2018/SysDL20.html.
Optimized Characteristic-Curve-Based Local Reactive Power Control in Distribution Grids with Distributed Generators
- Z Liu
- Z Wang
- N Bornhorst
- M Kraiczy
- S Wende-Von Berg
- T Kerber
- M Braun
Zheng Liu, Zhenqi Wang, Nils Bornhorst, Markus Kraiczy,
Sebastian Wende-von Berg, Tobias Kerber und Martin
Braun. "Optimized Characteristic-Curve-Based Local Reactive Power Control in Distribution Grids with Distributed
Generators". In: ETG Congress 2021. 2021, S. 1-6.