| dc.description.abstract | Den økende andelen av distribuert elektrisk kraftproduksjon medfører at forsyningsnett i fremtiden må kunne operere som mikronett. Mikronett integrerer desentraliserte energikilder og muliggjør en effektiv utnyttelse av fornybar energi, i samsvar med lav-karbon samfunnet. En av de viktigste karakteristikkene til mikrogrid er å øke forsyningssikkerheten i distribusjonsnettet ved å koble fra makronettet ved nettforstyrrelser, og dermed operere i øydrift. Dette muliggjør en kontinuerlig forsyning til de tilkoblede lastene i mikronettet, selv ved nettfeil. Mikronett øker dermed fleksibilitet til kraftsystemet og er et viktig tiltak for å forbedre robustheten til det elektriske kraftsystemet. Det er allikevel flere tekniske utfordringer som må løses før en fullskala implementasjon av mikronett er mulig. Blant de viktigste utfordringene er knyttet til vern. Distribuert kraftproduksjon fører til at feilstrømmen i nettet varierer, avhengig av driftsmodusen til mikronettet (dvs. øydrift eller nett-tilkoblet). Dette er i direkte konflikt med de operasjonelle prinsippene til overstrøms vern, som dermed utfordrer påliteligheten i nettverket.
I denne oppgaven blir de spesifikke utfordringene knyttet til vern av mikronett analysert. Dette blir gjort ved å se på en mikronett installasjon lokalisert i Hedmark, på Campus Evenstad. I dag består systemet av flere Distribuerte Energi Kilder (DEK), som er koblet til nettet gjennom omformere. Siden omformere begrenser strømmet ut ved feil for å beskytte sine halvledere, vil det være store forskjeller i feilstrømmer i mikronettet, avhengig av driftsmodusen til nettverket. Dette er svært utfordrende for overstrømsvernene som er installert i nettverket å håndtere.
For å identifisere potensielle utfordringer med vern-løsningen på Evenstad, og analysere hvordan nettverket opptrer under feil, er en simuleringsmodell av nettverket utviklet i MATLAB/SIMULINK. Mikronettet er deretter utsatt for flere trefase-feil på ulike lokasjoner i systemet. For å bestemme hvordan feilhåndteringen i nettverket foregår, er utløsertiden på vernene analysert. Dette er for å se om vern-løsningen oppnår selektivitet, og klarer å isolere feil før DEK enheter løser ut i henhold til deres lokale vern.
Gjennom simuleringer ble det funnet at selektiviteten og påliteligheten til overstrøms vernene for det meste ble opprettholdt ved feil i nett-tilkoblet tilstand. Det oppstod allikevel et problem ved en feil på en av de lengste kursene i nettverket, hvor koordinering mellom ulike overstrømsvern ikke ble oppretthold. Dette førte til at mikronettet både ble koblet fra nettet og mistet sine kraftkilder, som gjør at nettet må igjennom en død-start.
I øydrift var det ikke mulig for mikronettet å overleve en intern feil. Dette er på grunn av de lave feilstrømmene i nettet, som gjør at feilstrømmer blir oppfattet som overlast av vernene, og dermed gir lange utløsertider. I øydrift er vernløsingen på Evenstad faktisk avhengig av at DEK enheter kobler ut, for å unngå farlige driftssituasjoner. Unntaket var ved en feil på en kurs ved lvae laster. Her kan vernet som beskytter kursen opprettholde lave innstillinger, og dermed løse lett ut ved feil.
Problemet ved at DEK enheter kobler fra ble også analysert i overgangen mellom nett-tilkobling og øydrift. Her ble det identifisert problemer ved spenningstransienter i systemet, som dermed fører til at DEK enheter kobler fra, i henhold til deres lokale vern. Ved å sørge for at lastene i mikronettet er balansert med den lokale kraftproduksjonen før overgangen, var det mulig å unngå overspenninger i mikronettet, og dermed sørge for at DEK enheter forble tilkoblet i overgangen. | |
| dc.description.abstract | The increasing integration of Distributed Energy Resources (DERs) in the electrical distribution system is complemented by the application of microgrids. Microgrids allow us to fully realize the benefits of renewable generation in compliance with the low carbon society. Moreover, it offers flexibility to the power system and is a tremendous asset to improve the grid resilience to macrogrid failures. It can disconnect from the utility during grid disturbances, to operate in islanded mode, offering a continuous supply of power to its connected loads. However, the resilience offered is in jeopardy if the microgrid is not properly protected against faults occurring within its boundaries. DERs in the power distribution system causes the magnitude of fault currents to dynamically change, depending on the operational mode of the microgrid (grid-connected or islanded mode). This is in direct conflict with the operating principles of traditional static protection devices, challenging its successful operation.
This thesis addresses the protection challenges faced at an actual microgrid implementation, located at Campus Evenstad in Hedmark. The system is composed of several inverter interfaced distributed generation units. As the inverter units supply limited current during faults to protect their semiconductor devices, significant fault current ratios are experienced in the network. This challenges the successful operation of the implemented over-current protection, especially in islanded mode of operation.
To identify potential issues with the implemented system protection, and analyze its performance, a simulation model of the network has been developed in MATLAB/Simulink. The network has then been subjected to three-phase faults at strategic locations, and the accompanying tripping times of the system breakers have been analyzed. Specifically, the speed of operation of the systems protection devices (PDs) has been examined, to determine if the system can obtain selective fault handling, and isolate faults before generation units trips according to their anti-islanding protection.
It was found that the reliability and selectivity of the over-current protection were mostly maintained during faults in grid-connected operation. However, during a fault at the longest feeder in the microgrid, the coordination between PDs was disrupted, leading to a disconnection of DERs and the utility grid, requiring a black-start of the entire network.
In islanded mode of operation, the microgrid was unable to survive faults. The flowing fault currents fell in the overload region of the PDs in the system, leading to long clearing times. Actually, in this operational mode, the system relies on DER units tripping, to properly de-energize the system. This undermines the offered benefits of microgrid, as unaffected loads lose their power supply. The exception was at one of the feeders with smaller connected loads, where low settings of the PD ensured proper disconnection.
The nuisance tripping of DER units were also investigated in the transition to islanded mode of operation. It was found that, due to excess generation in the microgrid, voltage transients are present in the islanding event, and DER units trip according to their anti-islanding requirements. However, by proper load balancing, the problem was almost mitigated. | |
