Search

This paper describes the activities related to the design, manufacturing and commissioning of an innovative Hardware-In-the-Loop test rig for linear Power Take-Off testing. The rig is characterised by a fully coupled architecture in which three electro-mechanical units integrating a ballscrew and an electrical machine can actuate on a linear axis, either as motor or generator. A preliminary mechanical design of the test rig was carried out by identifying the most demanding conditions. The electrical and mechanical designs were assessed through a de-risking simulation of the overall test rig set-up, considering faults between the motors and respective power converters. The resulting rig setup includes a structure that embeds the three units, an electrical control panel and a control system. The use of electro-mechanical units increases the flexibility of the setup and simplifies the test of extreme conditions such as maximum output power or actuation force. Moreover, it allows reusing the power produced by the generating devices, thus reducing operational costs of the tests. The control system integrates a real-time hardware-in-the-loop simulation platform, a supervisory control and data acquisition systems. Those offer not only the possibility of easily tuning parameters but also testing new control strategies, operational situations, and failures of a power-take-off system in very realistic conditions.

Low-inertia, isolated power systems face the problem of resiliency to power variations. The integration of renewable energy sources, such as wind and solar photovoltaic, pushes the boundaries of this issue further. Higher shares of renewables requires better evaluations of electrical system stability, to avoid severe safety and economic consequences. Accounting for frequency stability requirements and allocating proper spinning reserves, therefore becomes a topic of pivotal importance in the long-term planning and operational management of power systems. In this paper, dynamic frequency constraints are proposed to ensure resiliency during short-term power variations due to, for example, wind gusts or cloud passage. The use of the proposed constraints is exemplified in a case study, the constraints being integrated into a mixed-integer linear programming algorithm for sizing the optimal capacities of solar photovoltaic and battery energy storage resources in an isolated industrial plant. Outcomes of this case study show that reductions in the levelized cost of energy and carbon emissions can be overestimated by 8.0% and 10.8% respectively, where frequency constraints are neglected. The proposed optimal sizing is validated using time-domain simulations of the case study. The results indicate that this optimal system is frequency stable under the worst-case contingency., Comment: Preprint submitted to Applied Energy

Den økende integreringen av fornybar energi til havs og utvidelsen av overførings- og distribusjonsnett i maritime energisystemer krever en betydelig grad av pålitelighet og systemstabilitet. Spesielt viktig vil det være å opprettholde balansen mellom etterspørsel og produksjon, til tross for kontinuerlige systemendringer grunnet diskontinuitet fra fornybare kilder og markedsvariasjoner. Energilagring vist seg å være et effektivt alternativ for å løse disse utfordringene da det tillater mer elastisitet og robusthet da det kompenserer for systemendringer ved å bevare strømbalansen. I denne masteroppgaven undersøker jeg hvilken effekt energilagring, spesielt hybrid energilagringssystemer (HESS), har på forbedringer av det offshore strømnettets elastisitet og pålitelighet. Kraftsystemet som studeres her består av en HESS koblet til vekselstrømnettet til et offshore kraftsystem (RAPS) via en totrinns krafttransformerer. Hovedfokuset i dette prosjektet har vært å se på hvordan HESS kan brukes til å forbedre DC samleskinne spenningsstabilitet ved å redusere gjenopprettingstid og avvik. En batterisuperkondensator HESS er implementert på grunn av de komplementære energitetthet- og effekttetthetsegenskapene som er i bestanddelens lagringselementer. Resultatet av prosjektets evne til å oppnå stabilitet sammenlignes med stabiliteten av batterier utnyttet i tilsvarende bruk. Kontrollsystemene som brukes til hybridlagringstransformerere er avhengig hovedsakelig av responstiden til HESS-elementer. Nettoeffekten av etterspørselsvariasjoner er fraskilt fra høyfrekvente og lavfrekvente komponenter. På grunn av forskjellige kontrollbåndbredder kan superkondensatoren utligne høyfrekvente toppvariasjoner i løpet av noen millisekunder, og batteriet reagerer langsommere til systemvariasjoner. Denne HESS-kontrollstrategien opprettholder en konstant likestrøms samleskinnespenning under et manglende samsvar mellom produksjon og etterspørsel. Følgelig er batteriet beskyttet mot svingende toppstrømmer, noe som forbedrer dets levetid. I tillegg er superkondensators volumetriske effektivitet forbedres og kan operere innenfor et større frekvensspekter og absorbere høyfrekvente svingninger Simuleringsmodellen til systemet og dets komponenter er utviklet i MATLAB- og Simulink-programmene, hvor hvert HESS-element er koblet til DC-samleskinnen via en 2-kvadrant toveis DC/DC-omformer (BDC). DC-samleskinnen var deretter koblet til vekselstrømnettet via en 2-nivå-spenningskilde-omformer (2L-VSC) med et LCL-filter og i serie med en trappetransformator. En resistivt belastning og trefaset spenningskilde utgjør vekselstrømnettet i detteprosjektet. Frittstående modeller av DC-sidene og AC-sidene på kraftsystemet ble verifisert, der modelleringen av BDC-ene og 2L-VSC og deres kontrollutforming er av størst betydning. Andre komponenter i rutenettet har blitt modellert etter behov i løpet av simuleringsstudiene. Sammenlignende ytelsesevalueringer mellom HESS og batteri gjøres først i et frittstående DC-system og full simuleringsmodell (DC/AC hybrid-system). Undersøkelsene og resultatene som ble fremsatt i dette prosjektet fastslår fordelene med å implementere en fullstendig aktiv parallell hybridbatteri-superkondensator HESS-topologi i maritim strømforsyning til å redusere flyktige gjenopprettingstid og størrelsen på spenningsavviket, fremfor å benytte seg av enkeltenergilagring. Det konkluderes derfor med at bruk av en hybrid energilagringstopologi med en effektiv tidsskala/frekvensbasert styringsstrategi forbedrer kortvarig stabilitet av DC-busspenningen sammenlignet med utnyttelse av en enkelt energilagringsenhet. The increasing growth in renewable energy integration and the expansion of transmission and distribution networks in offshore energy systems necessitates an optimal level of system stability and reliability. An important issue in this regard is maintaining generation-demand balance to mitigate the effects of intermittency of renewable sources and variations in load demand. Energy storage is a proven effective solution to enhance grid resiliency by compensating for power mismatch due to the factors mentioned above. This master’s thesis investigates the contribution of energy storage, specifically hybrid energy storage systems (HESS), to the improvement of grid resiliency against load variations. The power system under study is made up of a HESS connected to an AC offshore remote area power system (RAPS) via a two-stage power converter. The focus of this project is the utilisation of the HESS to improve DC bus voltage stability by reducing the load-transient recovery time and mitigating deviation magnitudes. A battery-supercapacitor HESS is implemented considering the complementary energy density and power density characteristics of the constituent storage elements. Its effectiveness in achieving the stability objective is compared with that of a battery in the same application. Control employed for the hybrid storage converters relies mainly on the response time of the HESS elements. System net power due to load demand variation is decoupled into high and low-frequency components. Due to the difference in the control bandwidths, the supercapacitor compensates high-frequency peak variations, mainly within the first few milliseconds of a transient event, and the battery responds to slower system variations. This HESS control strategy aims to maintain a constant DC bus voltage during a generation-demand mismatch. Consequently, the battery is protected from fluctuating peak currents, improving its lifetime. Furthermore, the supercapacitor’s volumetric efficiency is increased, operating within a broader voltage range and absorbing high-frequency peak fluctuations. The simulation models used for the investigations are developed in the MATLAB and Simulink environments. In the full power system, each HESS element is connected to the DC bus via a 2-quadrant bidirectional DC/DC converter (BDC). The DC bus is then interfaced to the AC grid via 2-level voltage source converter (2L-VSC) with an LCL filter and in series with a step-up transformer. Making up the AC downstream system is a resistive load and three-phase voltage source acting as an infinite busbar. Standalone models of the DC and AC-sides of the power system are verified, where the modelling of the BDCs and 2L-VSC and their control designs are most critical. Other components of the grid are modelled as required for the simulation studies. Comparative performance evaluations between the HESS and battery are made first in a standalone DC system model and then in a full system model (DC/AC hybrid system). The investigations and results obtained establish the advantages of implementing a full active parallel hybrid battery-supercapacitor HESS topology over single energy storage in reducing transient recovery time and magnitude of voltage deviation. It is finally established that the stability of the DC bus voltage is improved relatively by utilising a hybrid energy storage system employing an effective time-scale/frequency-based control strategy, as compared to a single energy storage unit.

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. 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.