Voltage Support with Reactive Power from Fast Charging Stations with Local Energy Storage and Production

Abstract

Norge er ledende innen elektrisk mobilitet, og norske myndigheter har et mål om at alle passasjerbiler, lette varebiler og bybusser skal være nullutslippskjøretøy innen 2025. Med økt elbilandel vil også behovet for hurtigladestasjoner øke betydelig. Hurtigladestasjoner med høy effekt er viktig for å være konkurransedyktig mot tradisjonelle bensinstasjoner. Økte ladeeffekter fra hurtigladestasjonene kan medføre spenningsproblemer i distribusjonsnettet, som er uønsket for nettoperatørene. I denne masteroppgaven har en metode for å tilby spenningsstøtte fra en hurtigladestasjon blitt utviklet. Tre kontrollstrategier har blitt utviklet, en regelbasert, en optimeringsbasert og en Model Predictive Control (MPC) basert, sammen med en kontroll for reaktiv effekt basert på spenningssensitivitet. Hensikten er minske å spenningsproblemene som hurtiglading kan medføre, samtidig som kostnader for ladestasjonsoperatøren bli minimert. For å verifisere kontrollerne, ble disse simulert i en nettmodell, med et tilkoblet system som består av en hurtigladestasjon med 10 ladepunkter med 150 kW effekt hver, et 1 MWh stasjonært batteri og et 1.38 MWp solcellesystem. Kontrollstrategiene er evaluert i en komparativ analyse og en sensitivetsanalyse.

Resultatene demonstrerer fordelene med en kontrollstrategi for reaktiv effekt og lokal energilagring og produksjon. Batteriet minimerer energikostnadene for ladestasjonsoperatøren på en vellykket måte når en optimeringsbasert batterikontroll brukes, samtidig som spenningen korrigeres med injeksjon av reaktiv effekt. Med en optimeringsbasert og MPC-basert kontroll lades batteriet med effekt fra nettet når prisene er lave, som medfører nye spenningsfall. Imidlertid, hvis batterikontrollen er kombinert med kontroll for reaktiv effekt, reduseres disse spenningsfallene. Den reaktive effekten er derfor hovedbidragsyter til den forbedrede spenningsprofilen. I et scenario med høy produksjon, viser resultatene at systemet er i stand til å opprettholde en akseptabel spenningsprofil. Batteriet og PV-produksjonen er de viktigste bidragsyterne til å holde spenningen nær grensen. Hovedforskjellen er at den optimeringsbaserte batterikontrolleren er i stand til å redusere kostnadene i større grad enn den regelbaserte kontrolleren.

Sensitivitetsanalysen viser at en øvre grense på nettimportert effekt eller ladeeffekt er mulige løsninger på de nye spenningsfallene som følge av batteriladingen. Hvis de foreslåtte batterikontrollene skulle ha blitt implementert i praksis, bør de ta hensyn til nettleie, eller ha en øvre grense for batterieffekt eller nettimportert effekt. Det er også funnet at det foreslåtte kontrollsystemet gir bedre spenningsresultater med en 45\% høyere last, sammenlignet med spenningen uten batteri og PV med den opprinnelige lasten. Den utviklede kontrollstrategien tillater derfor høyere ladeeffekter for ladestasjonen uten å forårsake økt nettpåvirkning. Resultatene illustrerer også at bruken av reaktiv effekt er i stand til å gi tilstrekkelig spenningsstøtte selv når batterier har suboptimal ytelse grunnet avvik i prediksjoner for last og produksjon, og kan derfor tillate mindre avanserte prediksjons-algoritmer.

Det konkluderes med at spenningen ved den kritiske bussen kan forbedres betraktelig ved å bruke reaktiv effekt. Ved å kombinere dette med et stasjonært batteri og lokal produksjon, kan det også øke fordelen for ladestasjonsoperatøren.

Norway is a world leader in electric mobility, and the Norwegian government has stated that all new passenger cars, light vans, and city buses should be zero-emission vehicles by 2025. Even though low power home charging is the most prevalent charging option today, the rapid increase in electric vehicles will also increase the need for fast charging stations that can compete with conventional fuelling stops. The associated high power of fast charging loads can lead to voltage issues, which is undesirable for the distribution grid operators. In this master's thesis, a methodology for voltage support from a fast charging station has been developed. Three control strategies namely, a rule-based, optimization-based, and a Model Predictive Control (MPC) based battery control have been developed, together with a reactive power control based on voltage sensitivity calculations. The purpose is to mitigate the voltage issues caused by high power charging, and simultaneously minimize energy costs for the charging station operator. To verify the proposed approach, simulations were carried out on a system consisting of a fast charging station equipped with 10 charging outlets of 150 kW rating each, a 1 MWh stationary battery, and a 1.38 MWp PV system. The control strategies are evaluated in a comparative analysis, and a sensitivity analysis is conducted.

The results demonstrate the benefits of a control strategy for reactive power and local storage- and production. The battery successfully minimizes energy costs for the charging station operator when an optimization-based control is used. Simultaneously, the voltage is corrected by reactive power injection. In a low production scenario, the rule-based control strategy does not utilize the full potential of the battery. With an optimization or MPC-based control, the battery recharges when the prices are low, which leads to new voltage drops. However, combined with reactive power, the voltage drop is mitigated. The reactive power is therefore the main contributor to the improved voltage profile. In a high production scenario, the results verify that the system can sustain an acceptable voltage profile. The battery and PV production are the main contributors to keeping the voltage close to the limit, and the main is that the optimal battery control can reduce costs to a larger extent than the rule-based control.

The sensitivity analysis demonstrates that an upper limit on the grid imported power or on the charging power, are possible solutions to the new voltage drops due to battery recharging. If the proposed battery controllers were to be implemented in practice, they should either account for grid tariffs or have an upper limit on charging power or grid imported power. It is also found that the proposed control system gives better voltage mitigation results with a 45\% higher load, compared to the voltage without battery and PV and original load. The developed control strategy, therefore, allows higher charging powers for the charging station operators without causing significant grid impact. The results also illustrate that the utilization of reactive power can provide adequate voltage support even when the battery has a sub-optimal performance due to prediction errors for load and production, and could therefore allow less computationally expensive prediction algorithms.

It is concluded that the voltage at the critical bus can be improved considerably by using reactive power. By combining this with a stationary battery and local production, it can also increase benefit for the charging operator.