http://hdl.handle.net/2268.2/22266 Sat, 22 Aug 2026 11:07:18 GMT 2026-08-22T11:07:18Z http://hdl.handle.net/2268.2/26207 Title: Master's thesis and Internship : - Development of an EV Smart Charging Model for Company Charging Parks- Institut Montefiore : Smart Microgrids (Université de Liège) Abstract: This thesis investigates improvements to a real-time smart charging controller deployed at a workplace charging park, where EV charging interacts with building demand, on-site photovoltaic generation, and grid-connection constraints. Two paths are explored: within the current OCPP 1.6 framework, a uniform-charging variant of the controller and configurable peak-shaving ceilings; beyond it, a multi-period optimisation model evaluated under decreasing levels of information quality. Results show that a moderate peak-shaving ceiling offers the best trade-off between cost savings and service degradation, and that the main gain comes from replacing the greedy controller with temporal optimisation, the cost of imperfect information remaining limited. Sun, 28 Jun 2026 22:00:00 GMT http://hdl.handle.net/2268.2/26207 2026-06-28T22:00:00Z http://hdl.handle.net/2268.2/26182 Title: Master's thesis and Internship : Power system dynamics of an islanded wind to hydrogen production hub: parametric assessment of system flexibility under wind power variations Abstract: Les systèmes de production d’hydrogène à partir d’énergie éolienne de grande puissance constituent une solution prometteuse pour produire de l’hydrogène bas carbone dans les régions présentant un potentiel éolien important. Cependant, lorsque la production d’hydrogène est alimentée localement par une production renouvelable, et en particulier lorsque le système électrique est exploité comme un réseau isolé, l’équilibre entre production et consommation doit être maintenu localement. Ce mémoire étudie le comportement dynamique et les marges de stabilité d’un hub simplifié de production d’hydrogène à partir d’énergie éolienne, considéré comme faisant partie d’un système isolé composé de plusieurs hubs. Le système étudié correspond à un hub de 750~MW comprenant une production éolienne raccordée par l’intermédiaire d’un convertisseur, une charge d’électrolyseurs également raccordée par l’intermédiaire d’un convertisseur, un condensateur synchrone et un générateur synchrone externe. Ce générateur ne représente pas une unité physique spécifique du projet, mais est utilisé comme une source équivalente afin de modéliser une capacité d’équilibrage du reste du système. Le réseau est modélisé dans le domaine des phaseurs RMS et simulé avec RAMSES. Des simulations individuelles dans le domaine temporel sont d’abord utilisées afin d’analyser les mécanismes physiques intervenant après des variations de puissance éolienne. Des analyses de sensibilité paramétriques sont ensuite réalisées afin d’évaluer l’influence de l’amplitude de la rampe de puissance éolienne, du délai de réaction et de la vitesse de variation de l’électrolyseur, de la force du réseau externe, de l’inertie du système et de la stratégie de soutien en tension des convertisseurs. Les résultats montrent que, pour les perturbations étudiées, la réponse en fréquence est plus critique que la réponse en tension. Le principal facteur limitant est la durée du déséquilibre de puissance active entre la production éolienne et la demande de l’électrolyseur, qui dépend fortement du délai et de la vitesse de réaction de celui ci. L’étude met également en évidence les rôles distincts des machines synchrones, de l’inertie du système et du contrôle en tension des convertisseurs dans les performances dynamiques du hub. Elle fournit des indications préliminaires de conception pour une exploitation coordonnée de la demande de l’électrolyseur, de la production éolienne, du support des machines synchrones et des stratégies de contrôle des convertisseurs. Sun, 28 Jun 2026 22:00:00 GMT http://hdl.handle.net/2268.2/26182 2026-06-28T22:00:00Z http://hdl.handle.net/2268.2/26142 Title: Master's thesis and Internship : Coordinating Transmission And Distribution System Operators Through Secure Operating Envelopes. Abstract: This thesis presents a coordination method between operators that ensures static network security when grid operation is distributed across interconnected subnetworks operated by independent entities that follow a hierarchy. The hierarchy consists of a parent network (typically the transmission network) connected to child networks (typically the distribution networks). The coordination of these hierarchical networks is based on power and voltage magnitude ranges at their interface. The voltage magnitude ranges, called voltage operating envelopes (VOEs), are first agreed upon, and the power limits, called power operating envelopes (POEs), are then computed to ensure local security for all operating conditions on the children's networks. In this thesis, this coordination approach is detailed and particularized to TSO/DSO coordination, where the TSO computes POEs at the interface with DSOs, based on agreed VOEs. An optimization problem is proposed to compute POEs at TSO/DSO interfaces, defining admissible operating regions that DSOs must respect during operation. As long as DSOs respect the POEs, there exists a set of control actions in the TSO's network such that its network remains secure. In the proposed optimization problem, phase-shifters' set-point modifications and the generators' re-dispatch are considered as control actions. The power flows are modeled through a quadratic convex approximation of the AC power flow equations. At the end, POEs and VOEs enable coordination among operating entities while maintaining a low level of data exchange among them. Sun, 28 Jun 2026 22:00:00 GMT http://hdl.handle.net/2268.2/26142 2026-06-28T22:00:00Z http://hdl.handle.net/2268.2/26141 Title: Master's thesis and Internship : - Grid Impact of Photovoltaic and Wind Integration in an Energy Community: A Network Model and Hosting Capacity Study of the Liège Science Park- Level IT Abstract: Energy communities allow their members to share locally produced electricity through the public distribution network. As their generation portfolio grows, the network that carries the shared energy faces operating conditions it was not designed for, such as reverse power flows, voltage rise and thermal loading. This thesis quantifies these impacts for the energy community of the Liège Science Park, a research and industrial park near Liège (Belgium) that operates as a citizen energy community under the Walloon framework. Since neither metered data nor official network plans are available, the study is built from public data and documented assumptions. Quarter-hourly synthetic consumption profiles are generated for the 51 occupants from building geometry and energy benchmarks, and PV production profiles are derived from satellite irradiance data for the current installations and for a scenario covering 90\,\% of the eligible roofs. The medium- and low-voltage network is reconstructed from a field survey into a 75-bus model, and each scenario is simulated over a full year at 15-minute resolution by AC power flow. The network absorbs a five-fold increase of rooftop PV, from 5.2\,\% to 25.6\,\% of the annual demand, without any EN~50160 violation or overload; the community self-sufficiency reaches 23.3\,\% and the network losses decrease by about 12\,\%. Adding a 3~MW wind turbine and a 5~MWp solar farm doubles the self-sufficiency to 46\,\%, provided the units are connected through the existing dedicated feeder; a shorter tie-in into the main feeder causes a few hours of overload per year. The binding constraints are thermal rather than voltage-related, and the 20~MVA primary substation is the structural ceiling of the community, at 13--14.5~MWp of equivalent generation capacity. Sun, 28 Jun 2026 22:00:00 GMT http://hdl.handle.net/2268.2/26141 2026-06-28T22:00:00Z