Effects of household photovoltaic systems with energy storage systems on the voltage grid

Abstract

This thesis was done to better understand and study issues caused by a high quantity of photovoltaic (PV) systems in low-voltage grids by the low voltage (LV) feeder simulations. Other focus was studying the effect of energy storage systems (ESSs) in avoiding issues and grid violations during high-level PV penetrations. PV modules are connected in series as a PV system to increase PV production. The value of PV production are determined by environmental parameters, mainly global irradiance received by solar cells and cell temperatures of the cells. Favoring a 3-phase grid connection and the optimal sizing of a PV inverter helps to maximize PV production and diminish issues caused to both the PV system and grid operations. PV systems as a part of the electrical distribution grid have been studied and tested for the last decades but a new trend of multiple PV systems located in the same feeder has caused grid issues. A peak production during the midday with low consumption in the feeder causes overvoltages in the grid points. Other issues caused by PV systems include thermal capacity limit violations in feeder lines due to reverse power flow (RPF), harmonic injections, voltage phase unbalances and undervoltages in grid components, like feeder lines and transformers. The level of PV production can be determined using the term hosting capacity (HC) based on different parameters. The parameter used in this thesis is the peak load of 180 kW of the feeder during the two simulation dates. The level of HC is restricted by lengths of feeder lines, number and capacity of loads and issues mentioned earlier. HC enhancement tools include voltage control, active power curtailment, reactive power control and transformer applications, like off-load and on-load tap changers. ESS technologies alter by price, capacity and operational attributes. Different algorithms and topologies of ESSs are chosen based on a wanted performance of PV systems. Centralized and de-centralized topologies of ESS are chosen depending on the number and separate shading conditions of the PV systems in the region. For household PV systems, battery energy storage systems are favored due to their physical size and lower investment costs when compared to other ESS technologies. In this thesis, the levels of PV capacity are simulated using Matlab Simulink program with the PV data measured in the solar PV research power plant in the Hervanta Campus of Tampere University. The PV data from the two simulation dates was added to the simulation model consisting of 21 residential buildings in the 285 m low voltage feeder. PV capacities were integrated starting from the transformer towards the end of the feeder in three cases. The operation states of ESSs were integrated with the settings of 2 %/min and 10 %/min ramp rate limits as the power control tool. In case 3, grid violations of the thermal capacity limit of feeder lines and +5% of the nominal overvoltages in distribution cabinets were recorded with over 120 % PV capacity. RPF was recorded at 77.69 % PV capacity. Grid violations could be avoided using de-centralized ESS applications in PV systems. The 2 %/min ramp rate limit would enable the LV feeder to avoid grid violations. But the 10 %/min ramp rate limit could not avoid grid violations on the other simulation date.

Tämän opinnäytetyön tarkoituksena oli tutkia ja ymmärtää paremmin pienjänniteverkoissa suurissa määrissä esiintyvien aurinkovoimajärjestelmien aiheuttamia ongelmia. Toisena pääkohtana oli simuloida verkon sietokykyä ja energiavarastojärjestelmien vaikutusta verkkorajojen rikkoumisen välttämisessä korkean tason aurinkovoimatuotannon aikana. Aurinkovoimajärjestelmän tuotannon määrään ja laatuun vaikuttavat ympäristötekijät, pääasiassa aurinkokennojen saama valoisuus ja lämpötila. Aurinkovoimajärjestelmän moduulit voidaan järjestää eri topologioilla parantamaan saatavan tuotannon määrää. Kolmivaiheisen verkkoliitynnän ja invertterin optimaalinen mitoituksen suosiminen auttavat maksimoimaan tuotantoa ja vähentämään tuotannossa ja jakeluverkkotoiminnassa esiintyviä ongelmia. Aurinkovoimajärjestelmät eivät ole täysin uusi tai vähässä käytössä oleva teknologia, mutta uusi ilmiö on ilmaantunut sähköntuotannossa, jossa normaalisti kuluttajiksi profiloituneet kotitaloudet ovat hankkineet aurinvoimajärjestelmien moduuleja katoilleen kasvavissa määrin. Suuresta tuotannosta, erityisesti keskipäivisin, on syntynyt verkkohäiriöitä, yleisimpinä ylijännitepisteet ja verkkojohtojen kuumeneminen. Muita haittailmiöitä ovat käänteinen tehonvirtaus (englanniksi reverse power flow) tehonkulussa, harmoniset yliaallot, vaihejännitteiden epätasapaino ja alijännitteet. Tuotannon taso voidaan paremmin suhteuttaa verkkoarvoihin käyttämällä englannin kielen termiä Hosting capacity (HC). HC perustuu johonkin verkkoparametriin ja tässä työssä käytetään simulointimallin hetkellistä huippukulutusta 180 kW. HC:n arvoa rajoittavat johtimien pituudet, kotitalouksien kuormitusten arvot ja lukumäärä verkkohaaralla sekä aikaisemmin mainittujen haittatekijöiden arvot. HC:n arvoa kasvattavat työkalut ovat tehonhallinta, jännitteiden hallinta ja muuntajan jännitteen hallintalaitteet. Myös näiden hallintalaitteiden yhteiskäyttöratkaisuja käytetään paremmin kasvattamaan aurinkovoiman tuotantoa. Energiavarastojärjestelmät vaihtelevat investointihinnan, kapasiteetin ja käyttöominaisuuksien mukaan. Erilaisia järjestelmäalgoritmeja ja topologioita valitaan aurinkovoimajärjestelmien halutun suorituskyvyn perusteella. Kotitalouksien aurinkovoimajärjestelmien energiavarastojärjestelmien ratkaisuissa suositaan akkuteknologioita niiden pienemmän fyysisen kokojen ja alhaisempien investointihintojen vuoksi muihin teknologioihin verrattaessa. Tässä opinnäytetyössä aurinkovoimatuotantoa simuloitiin Matlab Simulink-ohjelmalla Tampereen yliopiston Hervannan kampuksen aurinkovoimatutkimuslaitoksessa mitatuilla arvoilla. Arvot lisättiin simulointimalliin, joka koostui 21 asuinrakennuksesta 285 metrin pienjänniverkkohaaralla kahden simulointipäivän aikana. Aurinkovoimakapasiteettia kasvatettiin kolmessa simulointitapauksessa rakennus kerrallaan alkaen muuntajalta. Verkkorajat menivät rikki yli 120% aurinkovoimajärjestelmän tuotannon arvolla 3. tapauksessa, jossa oli asennettu aurinkopaneeleja kotitalouksien, autotallien ja autokatosten etelänpuoleisille katoille. Verkkorikkomukset ilmaantuivat verkkohaaran alkupään johtimien ylikuumenisena ja loppupään jakelukaappien ja sulakekaappien ylijännitteinä. Vastaikkaisvirtaus tehonjakelussa havaittiin yli 77.69 % tuotannon arvoilla. Verkkorikkomukset pystyttiin välttämään käyttämällä energiavarastojärjestelmän asetusta perustuen tehon muutosnopeuden rajoittamiseen 2 %/min arvolla, mutta 10 %/min arvolla ei pystynyt estämään ylijännitteiden syntymistä verkkohaaran loppupään kotitalouksien sulakekaapeissa toisena simulointipäivänä.