Modelling and validation of energy storage components for dynamical analysis of offshore energy systems

Abstract

Den økende integreringen av fornybar energi til havs og utvidelsen av overførings- og distribusjonsnett i maritime energisystemer krever en betydelig grad av pålitelighet og systemstabilitet. Spesielt viktig vil det være å opprettholde balansen mellom etterspørsel og produksjon, til tross for kontinuerlige systemendringer grunnet diskontinuitet fra fornybare kilder og markedsvariasjoner. Energilagring vist seg å være et effektivt alternativ for å løse disse utfordringene da det tillater mer elastisitet og robusthet da det kompenserer for systemendringer ved å bevare strømbalansen.

I denne masteroppgaven undersøker jeg hvilken effekt energilagring, spesielt hybrid energilagringssystemer (HESS), har på forbedringer av det offshore strømnettets elastisitet og pålitelighet. Kraftsystemet som studeres her består av en HESS koblet til vekselstrømnettet til et offshore kraftsystem (RAPS) via en totrinns krafttransformerer. Hovedfokuset i dette prosjektet har vært å se på hvordan HESS kan brukes til å forbedre DC samleskinne spenningsstabilitet ved å redusere gjenopprettingstid og avvik. En batterisuperkondensator HESS er implementert på grunn av de komplementære energitetthet- og effekttetthetsegenskapene som er i bestanddelens lagringselementer. Resultatet av prosjektets evne til å oppnå stabilitet sammenlignes med stabiliteten av batterier utnyttet i tilsvarende bruk.

Kontrollsystemene som brukes til hybridlagringstransformerere er avhengig hovedsakelig av responstiden til HESS-elementer. Nettoeffekten av etterspørselsvariasjoner er fraskilt fra høyfrekvente og lavfrekvente komponenter. På grunn av forskjellige kontrollbåndbredder kan superkondensatoren utligne høyfrekvente toppvariasjoner i løpet av noen millisekunder, og batteriet reagerer langsommere til systemvariasjoner. Denne HESS-kontrollstrategien opprettholder en konstant likestrøms samleskinnespenning under et manglende samsvar mellom produksjon og etterspørsel. Følgelig er batteriet beskyttet mot svingende toppstrømmer, noe som forbedrer dets levetid. I tillegg er superkondensators volumetriske effektivitet forbedres og kan operere innenfor et større frekvensspekter og absorbere høyfrekvente svingninger

Simuleringsmodellen til systemet og dets komponenter er utviklet i MATLAB- og Simulink-programmene, hvor hvert HESS-element er koblet til DC-samleskinnen via en 2-kvadrant toveis DC/DC-omformer (BDC). DC-samleskinnen var deretter koblet til vekselstrømnettet via en 2-nivå-spenningskilde-omformer (2L-VSC) med et LCL-filter og i serie med en trappetransformator. En resistivt belastning og trefaset spenningskilde utgjør vekselstrømnettet i detteprosjektet. Frittstående modeller av DC-sidene og AC-sidene på kraftsystemet ble verifisert, der modelleringen av BDC-ene og 2L-VSC og deres kontrollutforming er av størst betydning. Andre komponenter i rutenettet har blitt modellert etter behov i løpet av simuleringsstudiene.

Sammenlignende ytelsesevalueringer mellom HESS og batteri gjøres først i et frittstående DC-system og full simuleringsmodell (DC/AC hybrid-system). Undersøkelsene og resultatene som ble fremsatt i dette prosjektet fastslår fordelene med å implementere en fullstendig aktiv parallell hybridbatteri-superkondensator HESS-topologi i maritim strømforsyning til å redusere flyktige gjenopprettingstid og størrelsen på spenningsavviket, fremfor å benytte seg av enkeltenergilagring. Det konkluderes derfor med at bruk av en hybrid energilagringstopologi med en effektiv tidsskala/frekvensbasert styringsstrategi forbedrer kortvarig stabilitet av DC-busspenningen sammenlignet med utnyttelse av en enkelt energilagringsenhet.

The increasing growth in renewable energy integration and the expansion of transmission and distribution networks in offshore energy systems necessitates an optimal level of system stability and reliability. An important issue in this regard is maintaining generation-demand balance to mitigate the effects of intermittency of renewable sources and variations in load demand. Energy storage is a proven effective solution to enhance grid resiliency by compensating for power mismatch due to the factors mentioned above.

This master’s thesis investigates the contribution of energy storage, specifically hybrid energy storage systems (HESS), to the improvement of grid resiliency against load variations. The power system under study is made up of a HESS connected to an AC offshore remote area power system (RAPS) via a two-stage power converter. The focus of this project is the utilisation of the HESS to improve DC bus voltage stability by reducing the load-transient recovery time and mitigating deviation magnitudes. A battery-supercapacitor HESS is implemented considering the complementary energy density and power density characteristics of the constituent storage elements. Its effectiveness in achieving the stability objective is compared with that of a battery in the same application.

Control employed for the hybrid storage converters relies mainly on the response time of the HESS elements. System net power due to load demand variation is decoupled into high and low-frequency components. Due to the difference in the control bandwidths, the supercapacitor compensates high-frequency peak variations, mainly within the first few milliseconds of a transient event, and the battery responds to slower system variations. This HESS control strategy aims to maintain a constant DC bus voltage during a generation-demand mismatch. Consequently, the battery is protected from fluctuating peak currents, improving its lifetime. Furthermore, the supercapacitor’s volumetric efficiency is increased, operating within a broader voltage range and absorbing high-frequency peak fluctuations.

The simulation models used for the investigations are developed in the MATLAB and Simulink environments. In the full power system, each HESS element is connected to the DC bus via a 2-quadrant bidirectional DC/DC converter (BDC). The DC bus is then interfaced to the AC grid via 2-level voltage source converter (2L-VSC) with an LCL filter and in series with a step-up transformer. Making up the AC downstream system is a resistive load and three-phase voltage source acting as an infinite busbar. Standalone models of the DC and AC-sides of the power system are verified, where the modelling of the BDCs and 2L-VSC and their control designs are most critical. Other components of the grid are modelled as required for the simulation studies.

Comparative performance evaluations between the HESS and battery are made first in a standalone DC system model and then in a full system model (DC/AC hybrid system). The investigations and results obtained establish the advantages of implementing a full active parallel hybrid battery-supercapacitor HESS topology over single energy storage in reducing transient recovery time and magnitude of voltage deviation. It is finally established that the stability of the DC bus voltage is improved relatively by utilising a hybrid energy storage system employing an effective time-scale/frequency-based control strategy, as compared to a single energy storage unit.