Show simple item record

dc.contributor.advisorFosso, Olav Bjarte
dc.contributor.authorSkeie, Oda
dc.date.accessioned2022-02-24T18:20:00Z
dc.date.available2022-02-24T18:20:00Z
dc.date.issued2021
dc.identifierno.ntnu:inspera:79771761:34842526
dc.identifier.urihttps://hdl.handle.net/11250/2981322
dc.description.abstractMikronett er et konsept som har fått økt oppmerksomhet i takt med økt distribuert kraftproduksjon i kraftnettet. Mye av grunnen til økningen i distribuert produksjon er at det integreres mer fornybare energikilder. En sentral fordel med mikronett er at de kan driftes både på egenhånd og koblet til det sentrale kraftnettet. At de kan driftes uten tilkobling til kraftnettet gjør at integreringen av mikronett blir sett på som en god måte å gjennomføre elektrifiseringen av rurale strøk. I rurale strøk er det ikke nødvendigvis mulig å koble mikronett opp mot det sentrale kraftnettet. For å øke påliteligheten i disse rurale mikronettene er det i stedet fordelaktig å sammenkoble flere mikronett. Ved å koble sammen mikronett oppstår det flere tekniske utfordringer. En sentral utfordring er knyttet til å sikre en sømløs sammenkobling mellom mikronettene. Før mikronett kan sammenkobles må de synkroniseres slik at de ikke blir utsatt for høye innkoblingsstrømmer ved koblingstidspunktet. I denne oppgaven er det utarbeidet en kontrollstrategi for å synkronisere to mikronett, og gi en sømløs overgang fra øydrift til sammenkoblet drift. Den foreslåtte kontrollstrategien har som mål å synkronisere frekvensen og fasevinkelen til et av mikronettene slik at de sammenfaller med det andre mikronettet. Fra spenningsmålinger i de to mikronettene regnes de individuelle frekvensene og fasevinklene ut. Fra disse utregningene sendes frekvens- og fasevinkelforskjellene gjennom PI-kontrollere før de legges sammen. Resultatet er et kontrollsignal som sendes til et av mikronettene. Dette kontrollsignalet blir så brukt til å justere referansen for vinkelfrekvens i mikronettets synkrongenerator. Den foreslåtte kontrollstrategien er testet gjennom flere simuleringer. Simuleringsmodellen består av to enkle mikronettmodeller, begge bestående av en synkrongenerator og en omformerbasert generator som forsørger en lokal last. De to modellerte mikronettene er koblet sammen med en bryter. Kontrolløkken ansvarlig for synkroniseringen av mikronettene er plassert ved denne bryteren. Det ble utformet et referansescenario for modellen som ble testet i en simulering. Resultatet viste at den foreslåtte kontrolløkken effektivt klarte å eliminere forskjellene i vinkelfase og frekvens mellom de to mikronettene. Kontrolløkken klarte dermed å forhindre at det oppstod store innkoblingsstrømmer på koblingstidspunktet. For å teste hvor robust den foreslåtte synkroniseringsstrategien er ble flere simuleringer gjennomført under ulike forhold i mikronettet. Disse simuleringene viste at synkroniseringsprosessen krevde lengre tid dersom frekvensforskjellen var større, mer av strømproduksjonen kom fra omformerenheten, treghetskonstanten hos synkronmaskinen var større eller om det oppstod en lastvariasjon under synkroniseringen. Under noen tilfeller bød forholdene i mikronettet på utfordringer for den foreslåtte strategien i form av mer svingninger i systemresponsen. Det generelle inntrykket er derimot at den foreslåtte synkroniseringsstrategien effektivt synkroniserer de to mikronettene.
dc.description.abstractThe integration of renewable energy sources in the power grid results in more distributed power generation relative to the traditional grid structure. The new grid characteristics have caused the concept of microgrids to attract more attention. A central advantage of microgrids is that they can be operated in both stand-alone and grid-connected mode. Since they are able to operate in stand-alone mode, implementation of microgrids is seen as a good approach to enforce electrification in rural areas. To enhance the reliability and flexibility of the microgrids in these areas, where connecting to the utility grid might not be possible, interconnecting several microgrids to form a multigrid configuration is advantageous. Interconnecting microgrids arise several technical difficulties, and a vital challenge is to provide a seamless transition from stand-alone to interconnected operation. Upon interconnection, the microgrids need to be synchronized to avoid high inrush current transients at the interconnection moment. The purpose of this thesis is to propose a synchronization technique to enable a seamless transition from stand-alone to interconnected operation with two microgrids. The proposed technique centers around synchronizing frequency and phase angle of one of the microgrids to match the other microgrid. The synchronization control commands are obtained from grid voltage measurements of both grids. The voltage measurements are used to calculate the phase angle and frequency deviations between the two grids. The deviations are passed through parallel PI controllers and added together to form a frequency offset signal, which is passed on to the synchronizing microgrid. The frequency offset from the synchronization control loops is added to the speed reference of the synchronous generator unit in the microgrid. The proposed synchronization technique is tested in simulations. The simulation model consists of two simple microgrid models, both consisting of a synchronous generator, a converter-based generating unit and a local load. The two modeled microgrids are connected through a switch. The synchronization control loops are located at the switch, using grid voltage measurements at each side of the switch. A simulation was conducted on a reference scenario. This showed that the synchronization loops successfully eliminated the deviations in phase angle and frequency between the two microgrids, and thus prevented high inrush currents at the interconnection moment. To test the robustness of the proposed synchronization technique, several simulations were conducted with different grid conditions. The simulations showed that the synchronization process requires a longer time interval for larger frequency deviations, larger power production from the converter-unit, larger system inertia and variations in load during the synchronization process. Some grid conditions challenged the proposed control strategy and resulted in more oscillations in the phase angle and frequency deviation response. However, the simulations show that the proposed synchronization strategy effectively eliminate deviations in phase angle and frequency between the two microgrids.
dc.languageeng
dc.publisherNTNU
dc.titleA Control Strategy for Seamless Interconnection of Microgrids in a Multigrid Configuration
dc.typeMaster thesis


Files in this item

Thumbnail

This item appears in the following Collection(s)

Show simple item record