| dc.description.abstract | Verden har et akutt behov for energiproduksjon med lave utslipp av klimagasser for å nå grensene for temperatur økning satt i Parisavtalen. Energiproduksjon fra havvind er en av de mest lovende teknologiene for å redusere utslippene av klimagasser for å nå dette målet og sikre en trygg framtid for fremtidige generasjoner. Når mengden installert effekt av havvind øker, er det nyttig å koble vindparker sammen i et elektrisk nett for å øke fleksibiliteten og påliteligheten og dermed sikre forsyningssikkerheten til land.
Ved lange distanser med overføring av store mengder elektrisk effekt er høyspent likestrøm (HVDC) foretrukket framfor høyspent vekselstrøm (HVAC). I eksisterende og fremtidige HVDC-nett for storskala integrasjon av havvind, er modulær multinivå- omformeren (MMC) en avgjørende komponent for å omforme mellom likestrøm og vekselstrøm, og den bidrar med rask kontroll og muligheten til å endre retningen og veiene til effektflyten i HVDC-nettet. I tillegg kan et energilagringssystem integreres i HVDC-nett for å både produsere og absorbere effekt som kan komplementere den varierende effektproduksjonen fra vindparker som følger av variabiliteten i vinden.
HVDC-nett er vanligvis store og komplekse, og derfor er det nyttig å studere interaksjonene mellom de forskjellige komponentene som vindparker, energilagringssystemer og HVDC-nettet som inkluderer omformere og kabler. Til å utføre slike studier er det utviklet programvare der man kan bygge modeller som etterligner de fysiske komponentene slik at man kan opparbeide kunnskap om drift av systemet. Ett av de fremadstormende programvarene for slike studier er det åpen kilde-baserte programmet OpenModelica som er basert på modelleringsspråket Modelica. I denne avhandlingen er OpenModelica brukt til å modellere et flerterminal HVDC-nett med integrasjon av havvind og energilagring.
Før dette systemet ble bygd, ble det gjort noen nærmere undersøkelser av enkelte aspekter ved OpenModelica. Det første aspektet som ble unders økt er en innledende evaluering av ytelsen til programvaren med kriteriene nøyaktighet i resultatene og hastighet av simuleringer med Simulink som sammenligningsgrunnlag. Resultatene viste at OpenModelica greide å gjenskape den raske dynamikken forbundet med strømmene på AC-siden av en 10kHz tonivå VSC (2L-VSC) via en svitsjemodell som ble implementert i både OpenModelica og Simulink. I tillegg viste resultatene at hastigheten på simuleringene i OpenModelica var relativt lik hastigheten til Simulink for de fleste problemløserne i OpenModelica. Det andre aspektet er hvordan OpenModelica kan brukes med en av Opal-RTs sanntisdssimulatorer, noe som muliggjør det som kalles hardware-in-the-loop (HIL) simuleringer av HVDC systemer modellert i OpenModelica. Det ble ikke funnet noen guide i litteraturen for hvordan dette skulle gjøres, og den innebygde guiden i Opal-RTs programvare manglet detaljer. Derfor er det inkludert en guide som forklarer hvordan man skal bygge og klargjøre modeller i OpenModelica for sanntidssimuleringer i Opal-RTs sanntidssimulator ePHASORSIM. Denne guiden inkluderer en modell av en resistans, en spenningskildeomformer (VSC) og en punkt til punkt MMC-basert HVDC kobling.
Videre ble et tre-terminal MMC-basert HVDC system modellert med to havvindparker hvorav en havvindpark var komplementert med et energilagringssystem. Tre caser ble simulert og studert. Den første casen, Test case 1, viste at modellen av HVDC systemet med tre terminaler hadde en stabil sprangrespons ved endringer i effektreferanse i begge retninger. Test case 2 fokuserte på å dimensjonere energilagringssystemet ved hjelp av faktisk målte vinddata. En konfigurasjon der effekten fra en vindpark ble filtrert for så at energilagringssystemet dekte forskjellen i filtrert og faktisk effekt ble brukt. Test case 3 kombinerte vindparkmodellene og konfigurasjonen med energilagring ved den ene vindparken for så å studere responsen til HVDC systemet til hendelser ved de to vindparkene.
Simuleringsresultatene av Test case 3 viste hvordan et raskt og relativt ordentlig dimensjonert energilagringssystem ved den samme MMC-terminalen som en vindpark kan forbedre responsen og driften av HVDC-systemet den er koblet til. Det ble observert at ved store fall i vindstyrke, hadde DC-spenningene og den internt lagrede energien i omformerne lavere transienter enn ved tilfellet uten energilagringssystem. Ved plutselige utfall av vindparkene ble det observert at responsen til den internt lagrede energien i omformerne var forbedret med lavere transienter.
Alt i alt er opplevelsen av å bruke OpenModelica for denne avhandlingen positiv, og programvaren kan anbefales til lignende studier i framtiden. | |
| dc.description.abstract | The world is in urgent need of low emission renewable energy production to meet the limits set for temperature increase in the Paris Climate Change agreement. Offshore wind power is one of the most promising technologies to reduce greenhouse gas emissions and meet this target to secure a safe future for generations to come. When the amount of offshore wind power installed increases, it is useful to connect offshore wind farms in a grid to increase the flexibility and reliability of the system to ensure the security of supply to shore.
At long distances of large scale electrical power transmission by sub-sea cables, high-voltage direct current (HVDC) is often preferred over high-voltage alternating current (HVAC). In future and present offshore HVDC grids for large scale wind power integration, the modular-multilevel converter (MMC) is a key component to convert between AC and DC power, providing fast control and the possibility to change the paths of the power flows in the HVDC grid. Additionally, energy storage systems can be integrated in HVDC grids to deliver power and absorb power from offshore wind farms to complement the varying power production due to the intermittency of the wind.
HVDC grids are expected to develop into large and complex systems, and therefore it is useful to study the interactions between the various components such as wind farms, energy storage systems and the HVDC grid including converters and cables. To perform such studies, simulation tools using models that emulate the physical components can be used to gain knowledge on the operation of the system. One emerging modeling tool is the open-source software OpenModelica, which is based on the Modelica modeling language. In this Thesis, OpenModelica was used to model a multi-terminal HVDC system with offshore wind and energy storage integration.
Before building the final simulation system, some aspects of OpenModelica were studied closer. The first aspect was a preliminary assessment of the performance of the software with the accuracy of results and speed of simulations as criteria and Simulink as a benchmark. The results showed that OpenModelica could reproduce the fast dynamics in the current waveforms on the AC-side of a 10kHz 2L-VSC switching model that was implemented in both OpenModelica and Simulink. Additionally, the speeds of simulations in OpenModelica were similar to the speed of Simulink for most of the solvers in OpenModelica.
The second aspect was on how OpenModelica could be used with one of Opal-RTs real-time simulators, facilitating hardware-in-the-loop simulations of HVDC systems modeled in OpenModelica. No such guides were found in the literature, and the built-in guide in Opal-RT's software was lacking details. Therefore, a guide on how to build and prepare models for Opal-RTs real-time simulator, ePHASORSIM, was included in the Thesis. The guide included models of a resistor, a voltage source converter (VSC) and a point-to-point MMC based HVDC model. OpenModelica models were successfully tested with the real-time simulator in the National Smart Grid Laboratory.
Next, a three-terminal MMC based HVDC system was modeled with two wind farms where one of the wind farms was complemented by an energy storage system. Three simulation cases were studied. The first case, Test case 1, showed that the three terminal HVDC system had a stable step response to changes in power references in both directions. Test case 2 focused on the dimensioning of the energy storage system using real wind speed data. A configuration where the power from the wind farm was filtered, and the difference in power was delivered and absorbed by the energy storage system, was used. Test case 3 combined the wind farm models and the energy storage configuration at one of the wind farms to study the difference in responses of the HVDC system to events at the two wind farms.
The simulation results of Test case 3 showed that having a fast and somewhat well dimensioned energy storage at the same MMC converter station as one of the wind farms improved the responses and operation of the HVDC system. It was observed that during large drops in wind speed, the DC-voltages and the internal energies of the converters had transients of lower magnitude than the case without an energy storage system connected. At sudden losses of wind farms, the response of the internal energies of the converters also had improved responses with transients of lower magnitude.
Overall, the experience of using the OpenModelica tool for this Thesis was positive, and the software is recommended for similar studies in the future. | |
