Digital tvilling for storskala demonstrasjonsprosjekt vedrørende intelligente distribusjonsnett – med vekt på modellering av automatisk trinnkobler- og batteristyring i svake distribusjonsnett
Master thesis
Permanent lenke
https://hdl.handle.net/11250/2824807Utgivelsesdato
2021Metadata
Vis full innførselSamlinger
- Institutt for elkraftteknikk [2410]
Sammendrag
Denne masteroppgaven er en studie av hvordan nettbatterier og hurtige trinnkoblere kanbidra til å løse spenningsutfordringer i et lavspent distribusjonsnett med stort spenningsfallog lav kortslutningsytelse. Teknologiene har sammen, og hver for seg, blitt uttestet ved brukav digitale simuleringer i et av Elvias nettområder. Det aktuelle nettområdet er modellert isimuleringsverktøyet DIgSILENT PowerFactory, hvor reelle nettdata og AMS-data er hentetut fra NIS-systemet NetBas. Simuleringsmodellen skulle dermed representere en digitalelektrisk tvilling for det gjeldende nettområdet.
Oppførselen til et energilagringssystem har blitt undersøkt, med fokus på testing avstyringsstrategier for et batterisystem med regulering av forbruk og produksjon av aktiveffekt. I tillegg har det blitt studert hvordan spenningsregulering, ved bruk av hurtigetrinnkoblere, kan være en aktuell løsning for å sikre tilfredsstillende spenningsnivå hosnettkunden i henhold til Forskrift om leveringskvalitet.
For å identifisere nytten av nettbatteri og trinnkobler i det aktuelle nettområdet,ble tre ulike caser studert: Det første caset fokuserte på å finne frem til optimalemålinger/reguleringsinnstillinger for styring av tilkoblet nettbatteri ved bruk av kvasidynamiske lastflytanalyser. I det andre caset skulle også optimale målinger/innstillingerfor styring av trinnkobleren etableres, samt teste ut trinnkoblers innvirkning pånettspenningen simulert over ett døgn. I det siste caset ble det testet ut en kombinasjonav trinnkobler og nettbatteri i det aktuelle nettområdet.
Resultatene viste at automatisk spenningsregulering med trinnkobler ble det bestealternativet for det spesifikke nettområdet, for å oppnå tilfredsstillende spenningskvalitet.Med målepunkt ute på radialen, ble laveste spenning i nettet den gjeldende dagensimulert til 0.92 p.u., som tilsvarer 211.6 V. Nettbatteriet bidro også til god spenningsstøttei tidsrommet det var behov for det, men som et resultat av batteriets opplading, ble lavestespenning i symmetriske simuleringer estimert til 207 V klokken 15:00. Siden høy usymmetrii nettet ble identifisert for det gjeldende nettområdet i prosjektoppgaven, er 207 V, som erinnenfor FoL, ikke vurdert til å være tilstrekkelig siden det i simuleringen ikke er tatt hensyntil usymmetri. Tilførsel av effekt i nettet fra nettbatteriet ble imidlertid vist til å være enbidragsyter for å redusere belastning på linjer i nett som er utsatt for stort spenningsfall oglav kortslutningsytelse. Kombinasjonen av trinnkobler og nettbatteri i samme nettområde,førte til at trinnkobleren utførte færre omkoblinger i løpet av døgnet, samtidig som atbatteriet brukte mindre av sin kapasitet. På denne måten ble det vist at de to teknologienekombinert, kan dra nytte av hverandre i form av reduksjon av iverksettingshyppighet fortrinnkobleren og begrensning i batteriets bruk av kapasitet. This master’s thesis is a study of how battery energy storage systems (BESS) and on-load tapchangers (OLTC) can contribute to solving voltage challenges in a low-voltage distributionnetwork with large voltage drop and low short-circuit performance. The technologies havebeen tested together, and separately, using digital simulations in one of Elvia’s existing gridareas. The relevant power grid is modeled in the simulation tool DIgSILENT PowerFactory,where real grid data and smart electricity meter data are extracted from the electricalanalysis system NetBas. The simulation model should thus represent a digital electric twinfor the existing grid.
The behavior of the BESS has been investigated, with focus on testing managementstrategies for a battery system with regulation of consumption and production of activepower. In addition, it has been studied how voltage regulation, using OLTC, can be arelevant solution to ensure a satisfactory voltage level for the grid customer in accordancewith the Norwegian PQ code.
To identify the usefulness of the BESS and the OLTC in the relevant grid, three differentcases were studied: The first case focused on finding optimal measurements/regulationsettings for controlling the connected BESS using quasi-dynamic load flow analyzes.In the second case, optimal measurements/settings for controlling the OLTC were alsoestablished, as well as testing the impact of the OLTC on the grid voltage simulatedthroughout the day. In the last case, a combination of OLTC and BESS in the grid wastested.
The results showed that automatic voltage regulation with OLTC became the best optionfor the specific grid to achieve satisfactory voltage quality. With a measuringpoint located on the radial, the lowest voltage in the grid on the current day was simulatedat 0.92 p.u., which corresponds to 211.6 V. The BESS also contributed to good voltagesupport during the time it was needed, but as a result of the battery charging, the lowestvoltage in the symmetrical simulations became 207 V at 03:00 pm. Since high voltageasymmetry was identified for the specific grid in the project assignment, 207 V, whichis within the voltage limits in the Norwegian PQ code, is not considered to be sufficient.This is because voltage asymmetry has not been taken into account in the simulations.However, the supply of power to the grid from the BESS was shown to be a contributor toreducing the load on lines in grid areas that are exposed to large voltage drops and lowshort-circuit performance. The combination of OLTC and BESS in the same grid led tothe OLTC performing fewer switches throughout the day, at the same time as the BESSused less of its capacity. In this way, it was shown that the two technologies combined canbenefit from each other in the form of reducing the number of tap operations of the OLTC andlimiting the BESS’s use of capacity.