Contribution of Microgrid to the Reliability of Distribution Systems

Abstract

Det elektriske kraftsystemet gjennomgår en kontinuerlig endring. Etterspørselen etter bærekraftig og pålitelig elektrisitet øker i takt med den pågående elektrifiseringen, samtidig som store deler av eksisterende nettkonstruksjoner er i ferd med å bli utdatert. Dette har ført til et økt fokus på hvilke teknologiske løsninger det skal satses på i fremtiden. En aktuell oppfatning er implementering av mikronett, som består av desentralisert kraftproduksjon i kombinasjon med smarte kontrollenheter i distribusjonssystemet. For å rettferdiggjøre satsning på mikronett, må blant annet pålitelighetsbidraget til distribusjonssystemet evalueres.

Denne masteravhandlingen presenterer grunnlaget for å forstå og mestre prosedyrene for pålitelighetsevaluering av distribusjonssystemer, der både analytiske- og simuleringsmetoder er benyttet. Det er lagt vekt på en pedagogisk og detaljert beskrivelse av metodene. Hovedformålet med avhandlingen er å belyse påvirkningen et mikronett har på påliteligheten til et distribusjonssystem.

Et tidssekvensielt Monte Carlo-simuleringsprogram for evaluering av påliteligheten til passive distribusjonssystemer er utviklet og verifisert for "Bus 2", "Bus 5" og "Bus 6" i "Roy Billinton Test System" (RBTS). Programmet er videreutviklet til å omfatte variabel last for å oppnå mer realistiske scenarioer. De fornybare energiressursene vind og sol er modellert og inkludert i analysen som distribuerte energikilder, som muliggjør mikronettdrift.

Evalueringen av pålitelighetsbidraget til mikronettdrift i distribusjonssystemer er oppnådd ved å benytte "Bus 6, Feeder 4" av RBTS, der mikronettet er designet i "Sub-feeder 2". Driftsstrategien til mikronettet er definert basert på en kombinasjon av tilgjengelig litteratur og forslag skreddersydd til system-designet. Resultatet av å prioritere lastene innad i mikronettet er studert som en tilleggsstrategi hos mikronettet for å oppnå mer tilfredsstillende øy-drift. Variasjonene i produksjonen fra de fornybare energikildene er forsøkt stabilisert ved hjelp av et batterisystem som er modellert og inkludert i analysen.

Hovedresultatene fra analysen viser at lastpunktene til det definerte mikronettet opplever en betydelig pålitelighetsforbedring. Ettersom mikronettet som ble evaluert i casestudien kun betjente 13,27% av de totale kundene, var pålitelighetseffekten hos distribusjonssystemet betydelig mindre. Ved å innføre prioritering av lastpunktene innad i mikronettet, opplevde de prioriterte lastpunktene en betydelig forbedring, noe som ble reflektert i pålitelighetsindeksene innad i mikronettet. Implementering av batterisystemer viste seg å ha en positiv innvirkning på hele mikronettet, der batteriets kapasitet for opplading/utlading har stor innvirkning på resultatet. Lokaliseringene av energikildene i mikronettet påvirket også analysen. Ved å gjennomføre en sensitivitetsanalyse, ble den optimale plasseringen funnet til å være i enden av "feederen".

As the attention around finding sustainable solutions to meet the future power demand has increased together with the requirement for increased power system reliability, implementing microgrids has shown to be a promising solution. This drives the need to evaluate the contribution of microgrids to system reliability.

This thesis presents a foundation for understanding the reliability evaluation procedure of distribution systems, where both analytical and simulation methods are considered for the adequacy part of reliability. Emphasis is placed on presenting the methods in a transparent and detailed manner. The overall objective of the thesis is to evaluate the contribution of a microgrid to the reliability of distribution systems.

A time-sequential Monte Carlo Simulation program for evaluating the reliability of passive distribution systems is developed and verified for Buses 2, 5 and 6 of the Roy Billinton Test System (RBTS). The program is further extended to consider variable loads to account for more realistic scenarios. Furthermore, utilising available Distributed Energy Resources (DER) in the distribution system is assessed to enable microgrid operation. The modelled Distributed Generation (DG) units are based the Renewable Energy Resources (RES) such as wind and solar.

The evaluation of the contribution of incorporating microgrid to the reliability of distribution systems is accomplished by utilising Bus 6, Feeder 4 of the RBTS, where the microgrid is designed in Sub-Feeder 2. The operation strategy of the microgrid is proposed based on a combination of available literature and suggestions tailored to the specific system design. The ability to prioritise loads within the microgrid to enhance the reliability in island mode operation is given due consideration. The impact of intermittent behaviour of the RES is dealt with by considering facilities of an Energy Storage System (ESS), where a Battery Energy Storage System (BESS) is modelled and incorporated in the evaluation.

The main results of the reliability assessment reveal that the load points of the defined microgrid experienced a significant reliability improvement. However, as the microgrid evaluated in the case study only serves 13.27% of the total customers, the impact on the distribution system customer-oriented reliability indices were significantly smaller. Further, by considering the ability to prioritise load points inside the microgrid, the high priority loads were found to experience a significant reliability improvement, which was reflected in the microgrid reliability indices. Moreover, the implementation of a BESS with the considered DGs showed to have a positive impact on the entire microgrid, where the charging/discharging capacity of the battery is significant. The DER localisation within the microgrid does also impact the analysis, where the optimal placing of the DER facilities was found to be in the feeder end from a conducted sensitivity analysis.