Digital tvilling for storskala demonstrasjonsprosjekt vedrørende intelligente distribusjonsnett – med vekt på modellering av automatisk trinnkobler- og batteristyring i svake distribusjonsnett

Abstract

Denne masteroppgaven er en studie av hvordan nettbatterier og hurtige trinnkoblere kan bidra til å løse spenningsutfordringer i et lavspent distribusjonsnett med stort spenningsfall og lav kortslutningsytelse. Teknologiene har sammen, og hver for seg, blitt uttestet ved bruk av digitale simuleringer i et av Elvias nettområder. Det aktuelle nettområdet er modellert i simuleringsverktøyet DIgSILENT PowerFactory, hvor reelle nettdata og AMS-data er hentet ut fra NIS-systemet NetBas. Simuleringsmodellen skulle dermed representere en digital elektrisk tvilling for det gjeldende nettområdet.

Oppførselen til et energilagringssystem har blitt undersøkt, med fokus på testing av styringsstrategier for et batterisystem med regulering av forbruk og produksjon av aktiv effekt. I tillegg har det blitt studert hvordan spenningsregulering, ved bruk av hurtige trinnkoblere, kan være en aktuell løsning for å sikre tilfredsstillende spenningsnivå hos nettkunden 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 optimale målinger/reguleringsinnstillinger for styring av tilkoblet nettbatteri ved bruk av kvasidynamiske lastflytanalyser. I det andre caset skulle også optimale målinger/innstillinger for styring av trinnkobleren etableres, samt teste ut trinnkoblers innvirkning på nettspenningen simulert over ett døgn. I det siste caset ble det testet ut en kombinasjon av trinnkobler og nettbatteri i det aktuelle nettområdet.

Resultatene viste at automatisk spenningsregulering med trinnkobler ble det beste alternativet for det spesifikke nettområdet, for å oppnå tilfredsstillende spenningskvalitet. Med målepunkt ute på radialen, ble laveste spenning i nettet den gjeldende dagen simulert til 0.92 p.u., som tilsvarer 211.6 V. Nettbatteriet bidro også til god spenningsstøtte i tidsrommet det var behov for det, men som et resultat av batteriets opplading, ble laveste spenning i symmetriske simuleringer estimert til 207 V klokken 15:00. Siden høy usymmetri i nettet ble identifisert for det gjeldende nettområdet i prosjektoppgaven, er 207 V, som er innenfor FoL, ikke vurdert til å være tilstrekkelig siden det i simuleringen ikke er tatt hensyn til usymmetri. Tilførsel av effekt i nettet fra nettbatteriet ble imidlertid vist til å være en bidragsyter for å redusere belastning på linjer i nett som er utsatt for stort spenningsfall og lav kortslutningsytelse. Kombinasjonen av trinnkobler og nettbatteri i samme nettområde, førte til at trinnkobleren utførte færre omkoblinger i løpet av døgnet, samtidig som at batteriet brukte mindre av sin kapasitet. På denne måten ble det vist at de to teknologiene kombinert, kan dra nytte av hverandre i form av reduksjon av iverksettingshyppighet for trinnkobleren og begrensning i batteriets bruk av kapasitet.

This master’s thesis is a study of how battery energy storage systems (BESS) and on-load tap changers (OLTC) can contribute to solving voltage challenges in a low-voltage distribution network with large voltage drop and low short-circuit performance. The technologies have been tested together, and separately, using digital simulations in one of Elvia’s existing grid areas. 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 electrical analysis system NetBas. The simulation model should thus represent a digital electric twin for the existing grid.

The behavior of the BESS has been investigated, with focus on testing management strategies for a battery system with regulation of consumption and production of active power. In addition, it has been studied how voltage regulation, using OLTC, can be a relevant solution to ensure a satisfactory voltage level for the grid customer in accordance with the Norwegian PQ code.

To identify the usefulness of the BESS and the OLTC in the relevant grid, three different cases were studied: The first case focused on finding optimal measurements/regulation settings for controlling the connected BESS using quasi-dynamic load flow analyzes. In the second case, optimal measurements/settings for controlling the OLTC were also established, as well as testing the impact of the OLTC on the grid voltage simulated throughout the day. In the last case, a combination of OLTC and BESS in the grid was tested.

The results showed that automatic voltage regulation with OLTC became the best option for the specific grid to achieve satisfactory voltage quality. With a measuring point located on the radial, the lowest voltage in the grid on the current day was simulated at 0.92 p.u., which corresponds to 211.6 V. The BESS also contributed to good voltage support during the time it was needed, but as a result of the battery charging, the lowest voltage in the symmetrical simulations became 207 V at 03:00 pm. Since high voltage asymmetry was identified for the specific grid in the project assignment, 207 V, which is 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 to reducing the load on lines in grid areas that are exposed to large voltage drops and low short-circuit performance. The combination of OLTC and BESS in the same grid led to the OLTC performing fewer switches throughout the day, at the same time as the BESS used less of its capacity. In this way, it was shown that the two technologies combined can benefit from each other in the form of reducing the number of tap operations of the OLTC and limiting the BESS’s use of capacity.