Adaptive Protection of an Inverter- Dominated Microgrid and Testing at the Smart Grid Laboratory at NTNU

Abstract

Den raske utvidelsen av distribuert elektrisk kraftproduksjon medfører at forsyningsnettet må kunne operere som mikronett. Mikronett integrerer desentraliserte energikilder i distribusjonssystemet, og som kan levere kraft lokalt ved forstyrrelser på hovednettet. Det muliggjør integreringen av fornybare energikilder i et større distribusjonssystem, noe som er i tråd med energiforsyning i et lav-karbon samfunn.

Mulighetene til å etablere slike løsninger er imidlertid vanskeliggjort hvis mikronett ikke er skikkelig beskyttet og kontrollert i tilfelle feil. Tradisjonelle beskyttelsessystemer og reguleringstrategier er designet for passive distribusjonsnett og er ikke nødvendigvis anvendbare i kraftdistribusjon som inkluderer mikronett. I tillegg vil styringen og kontrollstrategien for elektriske omformere påvirke oppførselen ved kortslutninger, og dermed kompliserere beskyttelsen av mikronettet. Samlet sett støtter dette behovet for løsninger som tilpasser seg behovet for vern av mikronettet. Beskyttelse og kontrollstrategier for vekselstrøms mikronett er derfor hovedtema i denne masteroppgaven.

Et omformer-dominert mikronett er implementert på Smart Grid laboratoriet ved NTNU hvor beskyttelsessystemet består av digitale relévern. Mikronettsystemet består av tre distribuerte genereringsenheter med omformere og én last. To kontaktorer er utstyrt med digitale releer med adaptive vernsettinger og elektronisk kommunikasjon (IEC61850 GOOSE) tilpasset driftstilstanden av mikronettet.

Spenningsmålinger utføres lokalt for å undersøke overgangen til øy-modus ved varierende kraftforsyning fra nettet. Spenningen synker ved øy-modus; dette er imidlertid også tilfelle når lasten øker og ved kortslutning. Følgelig er det vanskelig å differensiere mellom disse situasjonene utelukkende basert på spenningsmålinger. Som en konsekvens av dette implementeres en metode for pålitelig deteksjon av veksling mellom øy-modus og hovednett med bruk av et et direkte overføringssignal.

I tillegg testes den adaptive funksjonen av relévern ved en kortslutning. Overstrømssvern som er konfigurert for nett-tilkobling fungerer ikke ved kortslutninger hvis mikronettet er i øymodus. Men hvis relévernet er tilpasset en beskyttelsesfunksjon som er egnet for omformer-basert mikronett, vil kortslutningen detekteres.

Sammenhengene mellom omformer styring og de ulike vernsettingene undersøkes. Den valgte kontrollstrategien og parametrene innenfor hver kontrollstrategi er av stor betydning da dette påvirker virkemåten til omformerne. Følgelig er det viktig å undersøke effekten av omformerkontroll når vernløsningene skal utvikles. Standardisering av omformerkontrol anvendt i mikronett kan bidra til å forutsi hvordan omformeren oppfører seg ved kortslutninger og dermed hjelpe i å avgjøre valg av beskyttelse.

The rapid expansion of distributed electrical power generation is setting the stage for modern distribution systems to operate as microgrids. Microgrids integrate decentralized generation sources in the distribution system, which can supply local loads during grid disturbances. Subsequently, the integration of renewable energy sources is made possible, which complies with the future low-carbon society.

However, the aforementioned advantages are threatened if microgrids are not properly protected or controlled in the event of faults. Traditional protection systems and regulation strategies designed for passive distribution networks are not necessarily valid in the future power with microgrids. Additionally, the control strategies of power electronic converters affect the behavior of inverter-interfaced distributed generation units during short-circuits, thus complicating the microgrid protection. Overall, this supports the need for adaptive microgrid protection. Protection and control strategies for AC microgrids are therefore major subjects in this master's thesis.

An inverter-dominated microgrid is implemented at the Smart Grid Laboratory at NTNU where its protection system consists of digital protective relays. The microgrid system consists of three distributed generation units with power electronic converters and one load. Moreover, two contactors are equipped with communication-aided (IEC61850 GOOSE messaging) digital relays with adaptive protection functions based on the present operating state of the microgrid.

Local voltage measurements are conducted to examine the islanding transition during varying power contributions from the utility grid. The voltage drops in the event of islanding; however, this is also the case when the load increases and during short-circuits. Consequently, it is difficult to differentiate between these events solely based on local voltage measurements. As a result, the islanding detection method based on a direct transfer signal is implemented, which detects the islanding event in a reliable way.

Furthermore, the adaptive function of the protective relays is tested during a short-circuit. The over-current relay is configured with a pick-up setting based on the short-circuit contribution from the utility grid, and is therefore not operating for short-circuits during islanded microgrids. However, if the protection relay is adapted to a protection function that is suitable in islanded inverter-dominated microgrids, the protection system detects the short-circuit.

The correlation between the protection settings and the converter control of inverter-interfaced distributed generation units is investigated. The implemented control strategy and the parameters within each control strategy are of great importance because they affect the fault behavior of the converters. As a result, it is essential to examine the converter control while developing the protection schemes of inverter-dominated microgrids. Standardization of the converter control applied in microgrids may help to predict the converter behavior during short-circuits and subsequently help to decide which protection settings to utilize.