| dc.description.abstract | Målet med denne masteroppgaven har vært å analysere et billig, robust og enkelt mikro-vannkraftverk bestående av en pumpe-som-turbin (PAT), en egenmagnetisert asynkrongenerator (SEIG) og en asynkrongenerator-kontroller (IGC) koblet i et mikronett, som opererer i øydrift og forsyner en 1-fase landsby-last. Hensikten med denne masteroppgaven har vært å klargjøre det evaluerte systemet for å bli implementert i avsides landsbyer i utviklingsland, som ikke har tilknytning til sentralnettet.
Noen av de største utfordringene ved å bruke en asynkrongenerator (IG) alene i frittstående mikronett, er å bestemme størrelsen på magnetiseringskondensatorbankene, samt å sikre stabil spenning og frekvens når landsby-lasten varierer. Målet med IGCen er å sikre en konstant total effekt sett fra generatoren, ved å dumpe overskuddseffekt i en ballast-last. Formålet med dette er å holde spennings- og frekvensvariasjonene innenfor et begrenset intervall. Den nødvendige teorien om de forskjellige komponentene i det evaluerte systemet er presentert. Driftsbetingelsene til det testede systemet ble definert slik at det kunne testes med de komponentene som var tilgjengelige. I tillegg er kravene til el-kvaliteten i mikronettet definert. Først ble IGCen testet i Elektro-maskin-laboratoriet ved Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Universitet (NTNU) uten PAT, for å kartlegge oppførselen dens. Deretter ble hele det frittstående systemet testet i Vannkraftlaboratoriet ved NTNU, med PATen som den primære kraftkilden. En simuleringsmodell av det testede systemet er også opprettet i Simscape i Simulink og MATLAB. Formålet er å verifisere laboratorieresultatene. Ved å lage en realistisk men forenklet simuleringsmodell av det testede systemet, kan videre arbeid være å analysere systemet for forskjellige topologier og med forskjellige parametere, som for eksempel ved andre effektfaktorer eller ved å inkludere overføringslinjer.
3-fase IGen som blir brukt i dette systemet konverteres til en 1-fase IG ved å koble magnetiseringskondensatorene i en C-2C kobling. I en slik kobling eksisterer det bare én totallast som sikrer balansert drift av generatoren, for en gitt driftsfrekvens og driftsspenning. Driftsbetingelsene for det testede systemet ble derfor satt hovedsakelig for å oppnå balansert drift av IGen. Både laboratorietestene og simuleringene viser at det testede systemet er i stand til å forsyne en varierende 1-fase resistiv last innenfor de spennings- og frekvenskravene som er definert, ved de definerte driftsforholdene. Kombinasjonen av de komponentene som blir brukt i dette systemet er imidlertid ikke optimal. Testresultatene viser at magnetiseringskondensatorene som er integrert i IGC-skapet er overdimensjonert. Både PATen og SEIGen blir derfor overbelastet. PATen må operere langt fra driftspunktet for beste virkningsgrad (BEP), fordi BEP ved den nødvendige fallhøyden oppnås ved en hastighet som er mye høyere enn driftshastigheten. Oppførselen til PATen er imidlertid bra. Overbelastningen av generatoren resulterer i at linjestrømmene blir målt til å være opp mot 43 % høyere enn den nominelle strømmen for generatoren. Dette resulterte i ekstra effekttap og en betydelig reduksjon i virkningsgraden av generatoren. Overbelastning resulterer også i en lavere forventet levetid for SEIG, noe som harmonierer dårlig med kravet om at systemet må være robust.
IGCen klarer ikke å sikre helt konstant 230 V over lasten og dermed klarer den heller ikke å holde en helt konstant totaleffekt sett fra generatoren når landsby-lasten varierer. Når både landsby-lasten og ballast-lasten konsumerer, øker både frekvensen, spenningen, samt den totale effekten, på grunn av karakteristikken til PATen og IGCen. Dette resulterer i et ubalansert system og strømmen i to av generatorlinjene øker ytterligere. Samtidig ble spenningsvariasjonen bare målt til å være 2.6 % høyere enn den definerte operasjons spenningen på 230 V. Det maksimale frekvensavviket ble målt til å være 6.6 % fra den definerte driftsfrekvensen på 50 Hz. Frekvensen ble aldri målt til å være under 50 Hz. Når både ballast-lasten og landsby-lasten konsumerer er det en betydelig andel med harmoniske komponenter i signalene på grunn av kontrollmetoden til IGCen. Den maksimale totale harmonisk forvrengningen (THD) i spenningen og strømmen i landsby-lasten er målt til henholdsvis 4.34 % og 4.33 %.
Både laboratorietestene og simuleringene viser at det testede systemet, som består av den forhåndsvalgte PATen, den forhåndsvalgte 3-fase SEIGen og den tilgjengelige IGCen, er i stand til å forsyne en varierende 1-fase resistiv landsby-last innenfor de spennings- og frekvenskravene som er blitt definert for et slikt isolert system, ved de driftsbetingelsene som også har blitt definert. Det blir imidlertid foreslått at størrelsen på magnetiseringskondensatorene integrert i IGCen bør reduseres eller at SEIG bør blir byttet ut, til en annen SEIG med en annen magnetiseringskurve eller høyere nominell strøm enn den som blir brukt i dette systemet. Dette er anbefalt for å redusere overbelastningen av SEIG og bedre virkningsgrad. | |
| dc.description.abstract | The aim of this thesis have been to analyze a cheap, robust, and simple micro hydropower plant consisting of a pump-as-turbine (PAT), a self-excited induction generator (SEIG) and an induction generator controller (IGC) connected in an islanded microgrid, supplying a varying single-phase village load. The long-term aim has been to prepare the evaluated system for implementation in decentralized villages in developing countries without connection to the main grid.
Some of the main obstacles when using an induction generator (IG), directly connected to an uncontrolled PAT, in stand-alone operations in an islanded microgrid are the difficulties of determining the excitation capacitance requirements, as well as ensuring stable voltage and frequency as the village load connected to the system varies. The objective of the IGC is to ensure a constant total consumed power seen from the generator, by dissipating surplus power to a ballast load, for the purpose of keeping the voltage and frequency deviations within a limited range. The necessary theory of the different components of the evaluated system is presented. The operating conditions of the tested system were defined so that it could be tested with the components which was already selected. Additionally, the power quality requirements of the microgrid were defined, under the assumption that the village load is purely resistive.
The IGC was first tested in the Electrical Machine Laboratory at the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) without the PAT, to characterize its behavior. Thereafter, the whole stand-alone system was tested in the Waterpower Laboratory at NTNU, with the PAT as the prime mover. A simulation model of the tested system was also created in the Simscape environment in Simulink and MATLAB, for the purpose of verifying the laboratory test results. By creating a realistic, yet simplified simulation model, the system can, as further work, be analyzed for different topologies and with different parameters, for instance for other load power factors or with distribution lines.
The three-phase IG used, is converted to a single-phase IG by connecting the excitation capacitors in a C-2C connection. Depending on the operating frequency and the operating voltage, there exists one total load power ensuring a balanced operation of the generator in such a connection. The operating conditions for the tested system were therefore set mainly for obtaining a balanced operation of the IG. Both the laboratory tests and the simulations show that the tested system is able to supply a single-phase resistive load within the voltage and frequency requirements defined for the tested isolated system, at the defined operating conditions. However, the components used are not optimal. The test results show that the excitation capacitors integrated in the IGC cabinet are oversized. Both the PAT and the SEIG were operating in overload. The PAT has to operate far from the best efficiency point (BEP), because the BEP at the required head, is at a speed which is much higher than the operating speed. However, the behavior of the PAT seems good. As a result of the overloading of the generator, the line currents were measured to be up to 43 % higher than the rated current during the laboratory tests. This results in extra power losses and a significant reduction of the efficiency. Overloading also result in a lower expected lifetime of the SEIG, which would contradict the requirement of robustness of the system.
Another concern for the tested system is that the IGC does not manage to ensure exact 230 V across the village load, thus it does not manage to ensure constant power seen from the generator, when the village load is varying. Due to the characteristic of the PAT and the IGC, both the frequency, voltage, and total load power increases when both the village load and the ballast load are consuming. This results in an unbalanced system and a further increase in two of the generator line currents. However, the voltage variation is only measured to be 2.6 % from the rated voltage, 230 V. The maximum frequency deviation is measured to be 6.6 % from the rated frequency 50 Hz, but the system frequency is never below 50 Hz. Because of the phase angle control method of the IGC, there are significant harmonics in the signal when both the ballast load and the village load are consuming. The maximal total harmonic distortion (THD) of the village load voltage and village load current is found to be 4.34 % and 4.33 % respectively. This is also within the power quality requirements defined.
Both the laboratory tests and the simulations show that the tested system, consisting of the pre-selected PAT, the pre-selected three-phase SEIG and the available IGC, is able to supply a varying single-phase resistive load within the voltage and frequency requirements defined for such isolated system, at the operating conditions defined. However, it is proposed to either reduce the excitation capacitor size in the IGC or that the SEIG in the tested system should be changed to a SEIG with a different magnetizing curve or higher rated current, in order to reduce the overloading of the SEIG and increase the efficiency. | |
