| dc.description.abstract | Med en utbredt bosetting av mennesker i Norge kan kontinuerlig forsyning av elektrisk kraft være både utfordrende og kostnadskrevende for de mest avsidesliggende områdene. I de kommende årene er det forventet at distribusjonsnettet står ovenfor store reinvesteringskostnader som medfører at flere ønsker å vurdere alternative løsninger. En av de mest lovende, og omtalte løsningene, er etablering av lavspent mikronett. Med flere ulike distribuerte produksjonsenheter innebærer dette en nødvendighet for kontroll og en vurdering av mikronettets stabilitet.
I denne avhandlingen fokuseres det på kontroll, og vurdering av stabilitet, for et lavspent mikronett i overgangen fra å være tilkoblet overliggende nett til øydrift. Med utgangspunkt i informasjon fra et avsidesliggende område ved vestkysten i Norge, er en modell av mikronettet etablert i Matlab/Simulink. Modellen inkluderer en 30 kVAr vindturbin, et 32 kVAr batterilagringssystem, 30 kVAr solcelleanlegg, 15 kVAr dieselaggregat, laster og tilkobling til overliggende distribusjonsnettet. Solcelleanlegget, batterilagringssystemet og vindturbinen er tilkoblet det lavspente AC-nettet via omformere med individuelle kontrollsystemer.
Den overordnete kontrollstrategien er delt i to hovedkategorier: tilkoblet og frakoblet det overliggende nettet. Når mikronettet er tilkoblet det overliggende nettet opererer de distribuerte produksjonsenhetene og lagringssystemet i PQ-kontroll, mens det overliggende nettet sørger for stabil frekvens og spenning. I øydrift veksler batterilagringssystemet fra PQ-kontroll til spenning og frekvenskontroll, og fungerer dermed som en masterkontroll i mikronettet. Ved funksjonsfeil eller manglende kapasitet i lagringssystemet sørger diesel aggregatet for å øke leveringspåliteligheten.
Simuleringer er gjennomført for både planlagt og ikke-planlagt frakopling av overliggende nett. Ved planlagt frakopling er utvekslingen av effekt mellom mikronettet og overliggende nett minimert for å sørge for en sømløs overgang. Ved en ikke-planlagt frakopling vil det være import eller eksport av kraft ved overgangen til øydrift som kan fører til avvik fra nominell spenning og frekvens. Resultatene antyder at batterilagringssystemet kan sørge for en rask gjenopprettelse av nominell frekvens og spenning. Dersom en tidsforsinkelse implementeres for å representere detektering av øydrift, vil dette påvirke leveringskvaliteten betraktelig. En overgang til øydrift uten batterilagringssystemet er også vurdert. I dette senarioet er en droop-kontroll som utnytter treghetsmomentet lagret i vindturbinens roterende masse implementert med positive resultater for leveringskvaliteten. For å øke leveringspåliteligheten er også systemets mulighet til å gjennomføre en såkalt «black start» med batterilagringssystemet eller dieselaggregatet verifisert.
Resultatene viser at mikronettet kan operere velfungerende, men at det også finnes krevende situasjoner for overgangen mellom å være tilkoblet overliggende nett og øydrift. Både resultatene, og tiltak for forbedring av systemets stabilitet og kontroll er diskutert. | |
| dc.description.abstract | With a large spread in the settlement of people in Norway, the continuous supply of electrical power can be both challenging and costly for remote areas. In the coming years, the distribution grid faces large reinvestment costs, leading to the consideration of alternative solutions. One of the most promising, and trending, solutions is to establish low voltage microgrids. The combination of various distributed generation and storage solutions implies a need for control and assessment of the microgrid stability.
In this thesis the control and stability of a low voltage microgrid during the transition between grid-connected and islanded operation is in focus. Based on obtained data from a remote area at the west coast of Norway, a microgrid model was developed in the Matlab/Simulink environment. The complete model consists of a 30 kVAr wind turbine, 32 kVAr battery energy storage solution, 30 kVAr photovoltaic system, 15 kVAr diesel generator, variable loads and a connection to the utility grid. The photovoltaic-, wind turbine- and battery energy storage system is connected to the low voltage AC-grid by two-level voltage source converters with individual control systems.
The overall control strategy can be divided into two main categories: Grid-Connected and Islanded operation. In grid-connected operation, the distributed generation units operate with active- and reactive power control, while the grid ensures a stable voltage and frequency. In islanded mode, the battery energy storage system is changed to voltage- and frequency control, hence functioning as a master unit in the system, while the PV- and WT system continues operating under PQ-control. In case of malfunctioning or limited capacity for the storage solution, a diesel generator system with a synchronous generator is implemented to enhance the electrical power supply reliability.
Simulations are performed for both intentional- and unintentional islanding of the microgrid system. For intentional islanding the power exchanged between the microgrid and utility grid is minimized to ensure a seamless transition. With unintentional islanding there is an export or import of power at transition which leads to voltage and frequency deviations. The results suggest that the battery energy storage system can ensure a fast recovery of the nominal frequency and voltage. By implementing a time delay representing the island detection system, the power quality is strongly reduced during the delay. A transition to islanded operation without the battery energy storage system is also presented, where a droop controller utilizing the inertia stored in the rotating mass of the wind turbine is implemented, with positive effects on the frequency deviation. At last, to enhance the electric power supply reliability, the system’s feasibility to perform a black start with either the battery energy storage system or diesel generator is verified.
The results show promising performance of the microgrid, though challenging scenarios are present. Results and measures for improvements of the system stability are thoroughly discussed. | |
