IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER
The reasons for PV plant over-voltages in the electrical distribution grid caused by the impact of energy consumption drop compared to PV generation are considered. The over-voltages beyond the maximum allowable values at the point of common connection (PCC) is a very important factor, because it...
Збережено в:
| Дата: | 2022 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2022
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/339 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871103523717906432 |
|---|---|
| author | Gaevskii, О. Gaevskaya, A. Konovalov, M. |
| author_facet | Gaevskii, О. Gaevskaya, A. Konovalov, M. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "О. Gaevskii",
"institution": "NTUU «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute»"
},
{
"author": "A. Gaevskaya",
"institution": "NTUU «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute»"
},
{
"author": "M. Konovalov",
"institution": "Institute of Renewable Energy of NAS of Ukraine"
}
] |
| author_sort | Gaevskii, О. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:16Z |
| description | The reasons for PV plant over-voltages in the electrical distribution grid caused by the impact of energy consumption drop compared to PV generation are considered. The over-voltages beyond the maximum allowable values at the point of common connection (PCC) is a very important factor, because it leads to automatic disconnection of PV inverters from the distribution grid and interruption of power supplying. To analyze this factor, an equivalent dual-feed scheme (substation and PV inverter) is used. This circuit with reverse power flow includes the following serial components: inverter - cable connection - step-up transformer - equivalent load distribution line - transformer substation - high-voltage network. The power load was localized in a certain node of the distribution line and therefore the equivalent circuit was reduced to three node substitution schemes: “PV plant – consumption node – substation”. In the simulation process, different ratios of network consumption levels and PV generation were analyzed, as well as different load points in the radial distribution line. As shown by the calculations of the power system with dual power supply and variable consumption, the influence of the consumption level under fixed generation significantly affects the increase or decrease of voltage in PCC. The impact of energy consumption drop under constant PV generation level and fixed settings the on-load tap-changer in substation leads to an increase in PCC voltage, and this increasing greater the more the more equivalent total impedance of the grid equipment (distribution line and step-up transformer) and of the connecting cable between the inverter and the step-up transformer. |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2022.2(69).48-55 |
| first_indexed | 2025-07-17T11:38:41Z |
| format | Article |
| fulltext |
48
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
УДК 620.92:621.311.243
ВПЛИВ НАВАНТАЖЕННЯ РОЗПОДІЛЬНОЇ МЕРЕЖІ НА ПІДВИЩЕННЯ НАПРУГИ
В ТОЧЦІ ІНВЕРТОРНОГО ПІДКЛЮЧЕННЯ ФЕС
Отримано 26 січ. 2022; рекомендовано до публікації 6 черв. 2022
Доступно онлайн 30 чер. 2022
О. Ю. Гаєвський1, 2, Г. М. Гаєвська2,
М. О. Коновалов3
Автор для кореспонденції: Олександр Гаєвський,
e-mail: a.gaevskii@kpi.ua
Розглянуті причини підвищення напруги на виході фо-
тоелектричної станції (ФЕС) у складі розподільної ме-
режі, пов’язані з раптовими змінами взаємного рівня
споживання в мережі й генерації станції. Вихід значен-
ня напруги змінного струму в спільної точці інверторного підключення (СТІП) за гранично допустимі
значення є дуже важливим фактором, оскільки він призводить до автоматичного відключення інвер-
торів ФЭС від розподільної мережі й перериванню постачання енергії в мережу. Для аналізу цього фак-
тора була застосована еквівалентна схема з подвійним живленням на кінцях радіальної розподільної
лінії: від підстанції й ФЕС. Схема зі зворотним потоком потужності включала такі послідовні компоне-
нти: інвертор – з’єднувальний відрізок кабелю – підвищувальний трансформатор – розподільна лінія з
еквівалентним навантаженням – трансформаторна підстанція – високовольтна мережа. Потік по-
тужності навантаження був локалізований в певному вузлі розподільної лінії, й тому еквівалентна
схема була зведена до тривузлової схеми заміщення: ФЕС – вузол споживання – ПС. В процесі моделю-
вання були проаналізовані різні співвідношення рівнів споживання в мережі й генерації ФЕС, а також
різні місця локалізації навантаження вздовж лінії. Як показують проведені розрахунки енергосистеми із
подвійним живленням та змінним споживанням, вплив рівня споживання при фіксованій генерації сут-
тєво впливає на зростання або зменшення напруги в СТІП до мережі. Раптове падіння потужності
навантаження при незмінному рівні генерації ФЕС та незмінних уставках системи РПН підстанції приз-
водить до зростання вихідної напруги інвертора – тим більшою мірою, чим більше загальний імпеданс
мережевого обладнання (розподільної лінії й підвищувального трансформатора) та з’єднувального
кабелю між інвертором і підвищувальним трансформатором.
Ключові слова: фотоелектрична станція, інвертор, розподільна мережа, спільна точка підключен-
ня, підвищення напруги, острівкування, подвійне живлення мережі
1 д-р фіз.-мат. наук, професор кафедри ВДЕ
Інститут відновлюваної енергетики НАН України
https://orcid.org/0000-0001-6144-2441
2 старший викладач кафедри ВДЕ НТУУ «Київський
політехнічний інститут ім. Ігоря Сікорського»
https://orcid.org/0000-0001-7760-6789
3 аспірант Інститут відновлюваної енергетики НАН
України https://orcid.org/0000-0002-6147-1696
IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE
AT THE POINT OF CONNECTION OFPV INVERTER
Received 26 Jan. 2022; accepted 6 June 2022.
Available online 30 June 2022
A. Gaevskii1, А. Gaevskaya2, M. Konovalov3
Author for correspondence: Oleksandr Gaevckii
e-mail: a.gaevskii@kpi.ua
The reasons for PV plant over-voltages in the electrical dis-
tribution grid caused by the impact of energy consumption
drop compared to PV generation are considered. The over-
voltages beyond the maximum allowable values at the point
of common connection (PCC) is a very important factor, be-
cause it leads to automatic disconnection of PV inverters from the distribution grid and interruption of power sup-
plying. To analyze this factor, an equivalent dual-feed scheme (substation and PV inverter) is used. This circuit with
reverse power flow includes the following serial components: inverter - cable connection - step-up transformer -
1 Doctor of phys. math. sci., Professor of the RES De-
partment, NTUU «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Insti-
tute», Institute of Renewable Energy, Kyiv, Ukraine.
https://orcid.org/0000-0001-6144-2441
2 Senior Teacher of the RES Department, NTUU «Igor
Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute»
https://orcid.org/0000-0001-7760-6789
3 postgraduate Renewable Energy Institute, NAS of
Ukraine https://orcid.org/0000-0002-6147-1696
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
https://orcid.org/0000-0001-6144-2441
https://orcid.org/0000-0001-7760-6789
https://orcid.org/0000-0002-6147-1696
https://orcid.org/0000-0001-6144-2441
https://orcid.org/0000-0001-7760-6789
https://orcid.org/0000-0002-6147-1696
49
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
Перелік використаних скорочень та позначень:
ФЕС – фотоелектрична станція
ПС – підстанція
СТІП – спільна точка інверторного підключення
РГ – розподільна генерація
РМ – розподільна мережа
РПН – регулювання під навантаженням
Вступ та постановка задачі. Сьогодні в Україні спо-
стерігається значний ріст кількості фотоелектричної
станцій (ФЕС) невеликої потужності, які утворюють
так звані мікромережі (microgrid). Під мікромере-
жею зазвичай розуміють локалізовані групи з ком-
понентів генерації електроенергії та її зберігання, з
локальним навантаженням [1, 2]. Ці мікромережі
зазвичай функціонують при підключенні до тради-
ційної розподільної мережі. В регіонах з достатньою
кількістю таких мікромереж на основі ФЕС можна
говорити о наявності розподільної генерації (РГ), яка
може підтримувати на стабільному рівні частоту і
напругу інтегрованої мережі. Але коли якась мікро-
мережа раптово відключається від інтегрованої ме-
режі, тобто раптово відключаються генерувальні
компоненти, це створює умови острівкування
(islanding) [3–7], за яких зростає ризик небезпеки
для персоналу та шкоди для енергосистеми. Стан-
дарт IEEE [8] визначає острівкування як стан, у яко-
му частина енергосистеми стає ізольованою від ре-
шти електромережі. Для різних умов навантаження
енергосистеми ефект острівкування однієї мікроме-
режі може бути важко відчути. Однак, оскільки кіль-
кість розподілених генераторів, які додаються до
енергосистеми, постійно зростає, підвищується ри-
зик втрати керованості системи при масовому про-
яві острівкування, коли виникають нестабільності
частоти й напруги, зростання частки вищих гармо-
нік. Тому існують вимоги до виявлення відключень і
вжиття коригувальних заходів для мінімізації ризи-
ків [8, 9]. Вони потребують використання методів
для ізолювання мікромережі в спільній точці інвер-
торного підключення ня (СТІП, Point of Common Con-
nection – PCC) протягом 20мс і протягом менше 150
мс здійснення спроб примусового повторного вми-
кання на острівній частині мікромережі. Слід зазна-
чити, що ефект острівкування тим довше триває,
чим більше співвідношення РГ і загального наванта-
ження. Це означає, що ефект острівкування є зви-
чайним явищем, коли рівень РГ співрозмірний з су-
марним навантаженням в електромережі, і зменши-
ти частоту появи цього небажаного ефекту можна,
зменшуючи співвідношення РГ до навантаження.
Таким чином, острівкування є одним із основних
факторів, що обмежують нарощування потужності
ФЕС.
Більшість робіт з проблеми відключення РГ від енер-
госистеми присвячена методам виявлення ефекту
острівкування та методам його запобігання (anti-
islanding) [3–7]. Ці методи важливі для операторів
електромереж, які спостерігають ознаки нестабіль-
ності й мають визначити місце розташування дже-
рела цієї проблеми. Але, навіть після визначення
вузла з відхиленням напруги від припустимих зна-
чень, подальше ізолювання відповідної мікромере-
жі, замикання ізолювальних пристроїв на відкрито-
му повітрі, як того вимагають правила техніки безпе-
ки, є непростою справою. Причиною цієї додаткової
проблеми є те, що обслуговуючий персонал елект-
ромережі не має доступу до вимикача та ізолюваль-
них пристроїв на фотоелектричних установках. Крім
того, масиви фотоелектричних модулів можуть бути
розосереджені на сотні метрів, і навіть кілометрів,
від підвищувального трансформатора.
У цій статті на відміну від згаданого вище підходу
аналізуються, як і в попередніх роботах авторів [10,
11], можливі причини відключення від мережі ін-
верторної системою і виникнення процесу острівку-
вання. Саме ця проблема є найбільш важливою для
генерувальної сторони, тобто для персоналу та вла-
сника ФЕС. Ми будемо розглядати тільки інверторні
equivalent load distribution line - transformer substation - high-voltage network. The power load was localized in
a certain node of the distribution line and therefore the equivalent circuit was reduced to three node substitution
schemes: “PV plant – consumption node – substation”. In the simulation process, different ratios of network con-
sumption levels and PV generation were analyzed, as well as different load points in the radial distribution line.
As shown by the calculations of the power system with dual power supply and variable consumption, the influ-
ence of the consumption level under fixed generation significantly affects the increase or decrease of voltage in
PCC. The impact of energy consumption drop under constant PV generation level and fixed settings the on-load
tap-changer in substation leads to an increase in PCC voltage, and this increasing greater the more the more
equivalent total impedance of the grid equipment (distribution line and step-up transformer) and of the con-
necting cable between the inverter and the step-up transformer.
Keywords: PV plant, inverter, distribution grid, point of common connection, over-voltages, islanding, dual-fed
supplying
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
50
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
типи відключень, які здійснюються засобами авто-
матики, передбаченими в конструкції інверторів, та
відбуваються у більшості випадків, коли напруга на
інверторній стороні від СТІП виходить за гранично
допустимі значення, наприклад при великій фотое-
лектричній генерації. Такі ситуації, як замикання на
землю, несправності інверторів, зміщення уставок
інверторів за напругою й частотою та інші, в цій ро-
боті не розглядаються.
Особливості острівкового стану. IEEE та IEC пропо-
нують стандарти щодо того, як експлуатуються та
контролюються одиниці РГ з основною електроме-
режею. Виявлення острова є одним з головних пи-
тань для з'ясування, чи синхронізується блок DG із
мережею. Острівна робота вимагає швидких, точних
та економічно ефективних методів виявлення острі-
вкування, які не повинні впливати на якість поста-
чання. Отже, точне й своєчасне виявлення острівно-
го стану — це два найважливіші фактори, які запобі-
гають руйнуванню основної мережі. Згідно зі стан-
дартами [8, 9] встановлюються мінімальний час для
виявлення острова t < 2 с і вихід напруги та частоти
за межі допустимих діапазонів 0.88 ≤ V ≤ 1.1 pu та
49.3 Hz ≤ f ≤ 50.5 Hz.
Енергосистеми з високим проникненням інвертор-
них ресурсів, розміщених в розподільнихмережах
мають певну інерцію, що робить їх схильними до
підвищеного ризику нестабільності частоти. Крім
того, антиострівкові системи в складі інверторів не
завжди відповідають реальним умовам експлуата-
ції, що також збільшує ризики нестабільності. Річ у
тому, що такі системи тестуються розробниками в
лабораторних умовах, не репрезентативних для ре-
альних мереж, оскільки тест включає лише один
інвертор та спрощене навантаження. Навпаки, у ре-
альних мережах і особливо у мережах середньої
напруги кілька інверторів (одного чи різних типів)
працюють паралельно і за тих самих умов у СТІП,
близьких до гранично допустимих, тому вони мо-
жуть по-різному спрацьовувати.
Мікромережа, що працює в острівковому режимі,
передбачає баланс між генерацією та споживанням,
з погляду як активної, так і реактивної потужності.
Якщо фотоелектричні установки не мають регулю-
вання реактивної потужності, такий баланс не зав-
жди забезпечується. Однак, як показують деякі
польові випробування [12], приблизного балансу за
активною потужністю досягають за рахунок регулю-
вання споживання. Потужність споживання в імпе-
дансній моделі пропорційна квадрату напруги й
обернено пропорційна опору навантаження. Тому у
випадках надлишкової генерації, змінюючи напругу
через зміщення робочої точки на ВАХ фотомодулів,
можна досягти збігання генерації та споживання.
Острівковий стан при незначному перевищенні гра-
ничної напруги може тривати тривалий час завдяки
тому, що система інвертор – навантаження має тен-
денцію знаходити стабільну точку при варіації на-
пруги [13].І навпаки, якщо генерація явно нижча за
споживання, напруга в таких випадках зменшується,
але видача потужності у навантаження залишається.
У випадках, коли генерація явно вища, ніж спожи-
вання, регулювання робочою точкою неможливе, і
тому генерація відключається (щоб запобігти пошко-
джень інвертора внаслідок високої напруги). Щодо
реактивної потужності, то польові випробування
показують, що інвертори не можуть підтримувати
стабільний коефіцієнт потужності під час острівної
поведінки. Ця проблема посилюється, і баланс стає
зовсім неможливим, якщо паралельно працюють
інвертори різних виробників.
Причини підвищення вихідної напруги інвертора. У
цій роботі враховується основний критерій, за яким
відбувається відключення інверторів ФЭС від розпо-
дільної мережі, – вихід значення напруги змінного
струму за допустимі значення для інверторного об-
ладнання. Можуть бути декілька причин цього яви-
ща. По-перше, це недостатня пропускна спромож-
ність електромережі та з’єднувальних ліній на сто-
роні ФЕС, а також завищені електричні втрати в тра-
нсформаторах. Ці причини можна об’єднати в єди-
ний фактор як завищені електричні втрати, внаслі-
док чого зростає падіння напруги на елементах ме-
режевого обладнання, а при зворотному напрямку
потужності в розподільній мережі (від ФЕС до ПС) це
призводить до перевищення напруги у точці інвер-
торного підключення. По-друге, причиною перенап-
руги в СТІП може бути високий рівень генерації від-
носно споживання в певній розподільній мережі.
Через випадковий характер споживання і фотогене-
рації цей фактор може діяти лише протягом обме-
женого часу, але цього достатньо для спрацювання
системи захисту інвертора і відключення його від
мережі. Розглянемо ці фактори більш досконало.
Вплив електричних втрат. Фактор електричних
втрат у розподільній мережі, яка має два джерела
живлення, ПС і ФЕС, був проаналізований у попере-
дній роботі авторів [11]. В рамках розглянутої схеми
заміщення з послідовними імпедансами, яка у від-
носних одиницях зводиться до двовузлової моделі,
були отримані кількісні оцінки впливу параметрів
мережевого обладнання на зростання напруги в
СТІП. Були розглянуті ситуації роботи в радіальній
мережі ФЕС установчою потужністю 30 кВт – звичай-
них малих приватних станцій в Україні, які постача-
ють енергію в мережу за «зеленим» тарифом. Роз-
рахунки показали, що при правильному підборі пе-
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
51
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
ретинів проводів розподільної мережі й потужності
підвищувального трансформатора, до якого підклю-
чений інвертор, тобто при виборі мережевого обла-
днання відповідно до стандартів ДСТУ, перевищен-
ня гранично допустимого значення напруги в СТІП
(номінальне +10 %) не відбувається.
3.Підвищення електричних втрат і відповідно напру-
ги на виході інвертора може відбуватися в разі від-
хилення параметрів обладнання від паспортних зна-
чень в процесі експлуатації, наприклад, внаслідок
неналежного обслуговування трансформатора, пош-
коджень проводів у лінії. Але найбільший вплив на
напругу СТІП справляє опір з’єднувального кабелю
між інвертором і трансформатором. На рис. 1 наве-
дено залежності відносної вихідної напруги інверто-
ра Uinv/Un максимальної генерації Pinv = Pn від дов-
жини з’єднувального кабелю при виборі різних ти-
пів з’єднувальних проводів. З графіків видно, що
при заданих параметрах ліній і трансформатора
(провід АС-25, довжина лінії 15 км, трансформатор
40 кВА, 0,4/10 кВ) перевищення вихідної напруги
інвертора над номінальним може складати до 7 %,
якщо для з’єднувальної лінії вибраний провід СІП
4×25 (з перетином жил 25 мм2 ) і 15 % – якщо провід
СІП 4×16 (перетин 16 мм2
).
Високій рівень генерації відносно споживання у
лінії. Для аналізу цього фактора підвищення на-
пруги в точці інверторного підключення була засто-
сована послідовна еквівалентна схема з елемента-
ми: інвертор – з’єднувальний відрізок кабелю – під-
вищуючий трансформатор – розподільна лінія з ек-
вівалентним навантаженням – трансформаторна
підстанція (ПС) – високовольтна мережа (рис.2а). Ця
система має подвійне живлення: від ПС і ФЕС. Від-
мінність від системи в роботі [11] – наявність додат-
кового вузла, який описує споживання в розподіль-
ній лінії. Це еквівалентне локалізоване навантажен-
ня S1L у вузлі, який ділить усю лінію на відрізки Line1
і Line2. У цій роботі проаналізовано вплив зміни ве-
личини навантаження S1L , а також місця його розта-
шування в розподільній лінії на напругу U3 на виході
інвертора, яка є визначальною при переході в острі-
вковий режим.
В рамках прийнятої моделі відключення інвертора
від електромережі відбувається при певних співвід-
ношеннях потоків потужності від генераторів Inv і
Grid та споживання S1L в лінії. Будемо припускати,
що трансформатор ПС має можливість регулювання
напруги на низьковольтній стороні. Як відомо, про-
цес перемикання за допомогою системи РПН пов'я-
заний з перериванням електропостачання спожива-
чів, тому він виконується досить рідко, тобто на ве-
ликих масштабах часу. Але флуктуації споживання
S1L на розподільних лініях з невеликою кількістю
споживачів можуть відбуватися на менших інтерва-
лах часу. Ці флуктуації S1L приводять до відносно
швидких змін профілю напруги в лінії. До цих змін
a
б
Рис. 2. Cхема заміщення енергосистеми: інвертор ФЕС (генерація SG) – з’єднувальний
відрізок кабелю (імпеданс Zline3) – локальне низьковольтне навантаження S2L – підвищувальний
трансформатор Т2 (послідовний імпеданс ZT2) – розподільна лінія з еквівалентним навантаженням S1L
(відрізки Zline2 , Zline1 ) – трансформаторна підстанція Т1 (послідовний імпеданс ZT1):
а – вихідна схема; б – еквівалентна тривузлова схема заміщення
Рис. 1. Залежність відносної вихідної напруги
Uinv/Un від довжини (в метрах) з’єднувального
кабелю між інвертором і трансформатором
при різних типах кабелю
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
52
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
можуть додаватися флуктуації потоку SG від ФЕС, які
мають ще менший масштаб часу внаслідок швидких
змін інтенсивності сонячної радіації. Таким чином,
на малих інтервалах часу ми маємо не врегульовану
(засобами РПН) систему зі змінним у часі профілем
напруги у вузлах. Тому можливі такі ситуації, які
призводять до стрімкого зростанні напруги на сто-
роні інвертора:
падіння споживання в електромережі при не-
змінному рівні генерації ФЕС;
зростання генерації ФЕС при незмінному рівні
споживання;
одночасне зростання генерації ФЕС і падіння спо-
живання в електромережі.
Моделювання цих трьох ситуацій було здійснено
нами шляхом розрахунку статичного режиму схеми
на рис. 2 (передбачалося, що встановлення статич-
ного режиму відбувається на менших масштабах
часу, ніж зміни рівнів споживання і фотогенерації).
Система рівнянь для тривузлової схеми (рис. 2б) у
методі вузлових потенціалів записується у матрич-
ному вигляді як:
(1)
де – матриця провідностей, – вектор вузлових
напруг, – вектор задавальних струмів з компонен-
тами , – потужність генератора
або навантаження (з відповідним знаком), яка вида-
ється або поглинається у k-ому вузлі. Позначення
на схемі рис. 2б відповідають сумі імпеда-
нсів .
Локальне навантаження S2L на низьковольтній сто-
роні трансформатора T2 приймалося рівним нулю.
Врахування випадків здійснюється простою
заміною на в рівняннях (1).
Компоненти моделі мають такі параметри: трансфо-
рматори Т1 – 1,6 МВА, 10/35 кВ, Т2 – 40 кВА, 0,4/10
кВ; загальна довжина розподільної лінії 20 км, скла-
дається з відрізків Line1, Line2 довжиною L1 , L2, які
прокладені проводом АС-35; з’єднувальна лінія дов-
жиною L3 прокладена кабелем СІП 4×25. При моде-
люванні вважалося, що РПН трансформатора ПС на-
лаштований для умов відсутності генерації ФЕС і за-
безпечує напругу в останньому вузлі радіальної лінії
(вузол ФЕС) на необхідному рівні – не нижче 95 %
від номінальної 380 В. Зміну напруги U3 в точці ін-
верторного підключення при зростанні навантажен-
ня в цьому разі показано на рис. 3 (ефективне лока-
льне навантаження розташовувалося точно посере-
дині радіальної лінії).
Рис. 3. Залежність вихідної напруги інвертора від
навантаження радіальної лінії при L1 = L2 = 10 км
Результати розрахунків при наявності генерації ФЕС
(SG=PG=30 кВт) і різних варіантах розміщення наван-
таження вздовж лінії представлені на рис. 4 у вигля-
ді графіків залежності вихідної напруги інвертора U3
(S1L) від потужності навантаження. Для визначення
діапазону значень U3 при зміненні рівня генерації на
графіки нанесені також криві U3 (S1L) при SG=0. Рисун-
ки зліва (а, в) відображують розташування вузла
навантаження S1L при співвідношенні L1/ L2 = 4, рису-
нки справа (б, г) – при L1/ L2 = 1/4. Верхні рисунки (а,
б) відповідают ь довгої з’єднувальної лінії з L3=200
м, нижні (в, г) – короткій лінії довжиною L3=20 м.
Результати розрахунків, які наведені десь, не змі-
няться, якщо для з’єднувальної лінії вибрати кабель
СІП 4×16 і вважати, що довга лінія має довжину
L3=80 м, а коротка – L3=8 м.
На графіках простежується кілька закономірностей.
Порівняння кривих на рисунках зліва і справа пока-
зує, що чим ближче вузол мережевого навантажен-
ня до ФЕС, тим більше зміни потужності S1L вплива-
ють на зміни напруги в СТІП U3 . Зафарбований сі-
рим кольором проміжок між кривими U3 (S1L) для
PG=30 кВт і PG=0 відповідає робочій області інверто-
ра, яка обмежена гранично допустимими напруга-
ми Umin , Umax . Порівняння рисунків у верхньому і
нижньому рядках показує, що чим більше довжина
з’єднувальної лінії, тим в більших межах змінюється
U3 зі зміною потужності генерації PG (більше ширина
робочої області за вертикаллю). Тобто при незмін-
ному навантаженні S1L зростання генерації більш
суттєво впливає на U3 у випадку Line3 з більшим
імпедансом.
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
53
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
Висновки
Моделювання ФЕС, підключеної до радіальної роз-
подільної мережі, за наявності змінного споживання
віддалік від вузла станції показало:
Для кількісних оцінок напруги у точці інверторного
підключення необхідно враховувати співвідношення
рівнів генерації ФЕС і споживання в електромережі.
Тимчасове падіння потужності навантаження радіа-
льній мережі може призвести при максимальної
генерації ФЕС до суттєвого зростання напруги в СТІП
і перевищення її гранично допустимого значення.
Падіння потужності навантаження тим більше впли-
ває на ріст напруги в СТІП, чим більше загальний
імпеданс мережевого обладнання (розподільної
лінії й підвищувального трансформатора) та з’єдну-
вального кабелю між інвертором і трансформато-
ром.
Вплив тимчасового падіння навантаження в розпо-
дільній лінії на прирощення напруги в СТІП тим біль-
ше, чим ближче до ФЕС розташований вузол з пере-
важним падінням потужності навантаження. Стосов-
но реальних ситуацій розподіленого розташування
навантаження це означає, що при розподілі наван-
таження мережі переважно до вузла підключення
ФЕС будемо мати більший вплив зміни потужності
навантаження на коливання напруги в СТІП.
Амплітуда коливань напруги в СТІП при зміні наван-
таження тим більше, чим більше імпеданс з’єднува-
льного кабелю на низьковольтнійстороні трансфор-
матора.
ПОСИЛАННЯ
1. A. Hirsch, Y. Parag, J. Guerrero. “Microgrids: A review of
technologies, key drivers, and outstanding issues”, Re-
newable and Sustainable Energy Reviews, V. 90, P. 402–
а
в
б
г
Рис. 4. Графіки залежності вихідної напруги інвертора U3 від величини навантаження S1L в розподільній
мережі за наявності та відсутності генерації (SG=30 кВт та SG=0):
а – L1/L2 = 4, L3= 200 м; б – L1/L2= 0.25, L3 = 200 м;
в – L1/L2 = 4, L3= 20 м; г – L1/L2 = 0.25, L3= 20 м.
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
54
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
411, 2018
2. M. Rezkallah, A. Chandra, B. Singh and S. Singh,
“Microgrid: Configurations, Control and Applica-
tions”, IEEE Transactions on Smart Grid, V. 10, No. 2, P.
1290–1302, 2019.
3. A. G. Abokhalil, A. B. Awan, & A.-R. Al-Qawasmi,
“Comparative study of passive and active islanding de-
tection methods for PV grid-connected systems”, Sus-
tainability, V. 10, No. 6, 1798, 2018, https://
doi.org/10.3390/su10061798.
4. S. Dutta, P. K. Sadhu, M. J. B. Reddy, D. K. Mohan-
ta, “Shifting of research trends in islanding detection
method - A comprehensive survey”, Springer Open, Pro-
tection and Control of Modern Power Systems. 2018, doi:
10.1186/s41601-017-0075-8.
5. M.-S. Kim, R. Haider, G.-J. Cho et al. “Comprehensive
Review of Islanding Detection Methods for Distributed
Generation Systems”, Energies, 12, 837, 2019.
doi:10.3390/en12050837.
6. Y. A. Elshrief, D. H. Helmi, S. Abd-Elhaleem et al. “Fast
and accurate islanding detection technique for microgrid
connected to photovoltaic system”, Journal of Radiation
Research and Applied Sciences, V. 14, No. 1, P. 210–221,
2021, doi: 10.1080/16878507.2021.1923913.
7. M. Y. Worku, M. A. Hassan, L. S. Maraaba et al. “Islanding
Detection Methods for Microgrids: A Comprehensive
Review”. Mathematics, , V. 9, Article 3174, P.1–2, 2021.
8. IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Pho-
tovoltaic (PV) Systems, USA, IEEE Std 929-2000. https://
standards.ieee.org/standard/929-2000.html
9. IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of
Distributed Energy Resources with Associated
10. Electric Power Systems Interfaces, USA, IEEE Std 1547–
2018.
11. А. Ю. Гаевский, В. В. Бодняк, А. Н. Гаевская, “Анализ
мониторинговых данных о работе PV-инверторов,
подключенных к распределительной сети”, Альтер-
нативная энергетика и экология (ISJAEE). 2018, № 31
-36, с. 279–284. 2018.
12. О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, В. В. Бодняк, М. О.
Коновалов, “Причини підвищення напруги у вузлі під-
ключення ФЕС до розподільної мережі та інверторне
регулювання напруги”, Відновлювана енергети-
ка №1, 2022, DOI: https://doi.org/10.36296/1819-
8058.2022.1(68)828
13. F. J. Pazos, “Operational experience and field tests on
islanding events caused by large photovoltaic plants” at
Proc. 21st International Conference on Electricity Distri-
bution, Frankfurt, 6–9 June 2011, Paper 0184 [Online]
Available: http://www.cired.net/publications/
cired2011/part1/papers/CIRED2011_0184_final.pdf
14. A. Hoke, A. Nelson, B. Miller, and S. Chakraborty,
“Experimental Evaluation of PV Inverter Anti-Islanding
with Grid Support Functions in Multi-Inverter Island Sce-
narios”, NREL Technical Report, NREL/TP-5D00-66732,
July 2016, 69 p.
REFERENCES
1. A. Hirsch, Y. Parag, J. Guerrero. “Microgrids: A review of
technologies, key drivers, and outstanding issues”, Re-
newable and Sustainable Energy Reviews, V. 90, P. 402–
411, 2018
2. M. Rezkallah, A. Chandra, B. Singh and S. Singh.
“Microgrid: Configurations, Control and Applica-
tions”, IEEE Transactions on Smart Grid, V. 10, No. 2, P.
1290–1302, 2019.
3. A. G. Abokhalil, A. B. Awan, & A.-R. Al-Qawasmi,
“Comparative study of passive and active islanding de-
tection methods for PV grid-connected systems”, Sus-
tainability, V. 10, No. 6, 1798, 2018, https://
doi.org/10.3390/su10061798.
4. S. Dutta, P. K. Sadhu, M. J. B. Reddy, D. K. Mohan-
ta, “Shifting of research trends in islanding detection
method - A comprehensive survey”, Springer Open, Pro-
tection and Control of Modern Power Systems. 2018, doi:
10.1186/s41601-017-0075-8.
5. M.-S. Kim, R. Haider, G.-J. Cho et al. “Comprehensive
Review of Islanding Detection Methods for Distributed
Generation Systems”, Energies, , 12, 837, 2019.
doi:10.3390/en12050837.
6. Y. A. Elshrief, D. H. Helmi, S. Abd-Elhaleem et al. “Fast
and accurate islanding detection technique for microgrid
connected to photovoltaic system”, Journal of Radiation
Research and Applied Sciences, V. 14, No. 1, P. 210–221,
2021, doi: 10.1080/16878507.2021.1923913.
7. M. Y. Worku, M. A. Hassan, L. S. Maraaba et al. “Islanding
Detection Methods for Microgrids: A Comprehensive
Review”, Mathematics, , V. 9, Article 3174, P.1–2, 2021.
8. IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Pho-
tovoltaic (PV) Systems, USA, IEEE Std 929-2000. https://
standards.ieee.org/standard/929-2000.html
9. IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of
Distributed Energy Resources with Associated
10. Electric Power Systems Interfaces, USA, IEEE Std 1547–
2018.
11. A. Gayevskii, V. Bodnyak, and A. Gayevskaya, “Analiz
monitoringovykh dannykh o rabote PV-invertorov, pod-
klyuchennykh k raspredelitel'noy seti”, Al'ternativnaya
energetika i ekologiya (in Russian). 2018, № 31–36, с.
279–284.
12. O. Hayevsʹkyi, H. Hayevsʹka, V. Bodnyak, and M.
Konovalov, “Prychyny pidvyshchennya napruhy u vuzli
pidklyuchennya FES do rozpodilʹnoyi merezhi ta inver-
torne rehulyuvannya napruhy”, Vidnovlyuvana ener-
hetyka. (in Ukrainian), №1, 2022, DOI: https://
doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)828
13. F.J. Pazos. Operational experience and field tests on is-
landing events caused by large photovoltaic plants.
21st International Conference on Electricity Distribu-
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
https://doi.org/10.3390/su10061798
https://doi.org/10.3390/su10061798
https://standards.ieee.org/standard/929-2000.html
https://standards.ieee.org/standard/929-2000.html
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)828
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)828
http://www.cired.net/publications/cired2011/part1/papers/CIRED2011_0184_final.pdf
http://www.cired.net/publications/cired2011/part1/papers/CIRED2011_0184_final.pdf
https://doi.org/10.3390/su10061798
https://doi.org/10.3390/su10061798
https://standards.ieee.org/standard/929-2000.html
https://standards.ieee.org/standard/929-2000.html
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)828
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)828
55
© О. Ю. Гаєвський, Г. М. Гаєвська, М. О. Коновалов https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.2(69)838
Відновлювана енергетика, 2022. | Сонячна енергетика
tion. Frankfurt, 6–9 June 2011, Paper 0184. http://
www.cired.net/publications/cired2011/part1/papers/
CIRED2011_0184_final.pdf
14. A. Hoke, A. Nelson, B. Miller, S. Chakraborty,
“Experimental Evaluation of PV Inverter Anti-Islanding
with Grid Support Functions in Multi-Inverter Island Sce-
narios”, NREL Technical Report, NREL/TP-5D00-66732,
July 2016, 69 p.
https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.1(68)
http://www.cired.net/publications/cired2011/part1/papers/CIRED2011_0184_final.pdf
http://www.cired.net/publications/cired2011/part1/papers/CIRED2011_0184_final.pdf
http://www.cired.net/publications/cired2011/part1/papers/CIRED2011_0184_final.pdf
|
| id | veorgua-article-339 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:09:33Z |
| publishDate | 2022 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/9a/a08fff2ebbaee92a678055bbdd6cf09a.pdf |
| spelling | veorgua-article-3392026-07-18T06:32:16Z IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER ВПЛИВ НАВАНТАЖЕННЯ РОЗПОДІЛЬНОЇ МЕРЕЖІ НА ПІДВИЩЕННЯ НАПРУГИ В ТОЧЦІ ІНВЕРТОРНОГО ПІДКЛЮЧЕННЯ ФЕС Gaevskii, О. Gaevskaya, A. Konovalov, M. PV plant inverter distribution grid point of common connection over-voltages islanding dual-fed supplying фотоелектрична станція інвертор розподільна мережа спільна точка підключення підвищення напруги острівкування подвійне живлення мережі The reasons for PV plant over-voltages in the electrical distribution grid caused by the impact of energy consumption drop compared to PV generation are considered. The over-voltages beyond the maximum allowable values at the point of common connection (PCC) is a very important factor, because it leads to automatic disconnection of PV inverters from the distribution grid and interruption of power supplying. To analyze this factor, an equivalent dual-feed scheme (substation and PV inverter) is used. This circuit with reverse power flow includes the following serial components: inverter - cable connection - step-up transformer - equivalent load distribution line - transformer substation - high-voltage network. The power load was localized in a certain node of the distribution line and therefore the equivalent circuit was reduced to three node substitution schemes: “PV plant – consumption node – substation”. In the simulation process, different ratios of network consumption levels and PV generation were analyzed, as well as different load points in the radial distribution line. As shown by the calculations of the power system with dual power supply and variable consumption, the influence of the consumption level under fixed generation significantly affects the increase or decrease of voltage in PCC. The impact of energy consumption drop under constant PV generation level and fixed settings the on-load tap-changer in substation leads to an increase in PCC voltage, and this increasing greater the more the more equivalent total impedance of the grid equipment (distribution line and step-up transformer) and of the connecting cable between the inverter and the step-up transformer. Розглянуті причини підвищення напруги на виході фотоелектричної станції (ФЕС) у складі розподільної мережі, пов’язані з раптовими змінами взаємного рівня споживання в мережі й генерації станції. Вихід значення напруги змінного струму в спільної точці інверторного підключення (СТІП) за гранично допустимі значення є дуже важливим фактором, оскільки він призводить до автоматичного відключення інверторів ФЭС від розподільної мережі й перериванню постачання енергії в мережу. Для аналізу цього фактора була застосована еквівалентна схема з подвійним живленням на кінцях радіальної розподільної лінії: від підстанції й ФЕС. Схема зі зворотним потоком потужності включала такі послідовні компоненти: інвертор – з’єднувальний відрізок кабелю – підвищувальний трансформатор – розподільна лінія з еквівалентним навантаженням – трансформаторна підстанція – високовольтна мережа. Потік потужності навантаження був локалізований в певному вузлі розподільної лінії, й тому еквівалентна схема була зведена до тривузлової схеми заміщення: ФЕС – вузол споживання – ПС. В процесі моделювання були проаналізовані різні співвідношення рівнів споживання в мережі й генерації ФЕС, а також різні місця локалізації навантаження вздовж лінії. Як показують проведені розрахунки енергосистеми із подвійним живленням та змінним споживанням, вплив рівня споживання при фіксованій генерації суттєво впливає на&nbsp; зростання або зменшення напруги в СТІП до мережі. Раптове падіння потужності навантаження при незмінному рівні генерації ФЕС та незмінних уставках системи РПН підстанції призводить до зростання вихідної напруги інвертора – тим більшою мірою, чим більше загальний імпеданс мережевого обладнання (розподільної лінії й підвищувального трансформатора) та з’єднувального кабелю між інвертором і підвищувальним трансформатором. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2022-06-30 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/339 10.36296/1819-8058.2022.2(69).48-55 Vidnovluvana energetika ; No. 2(69) (2022): Scientific and Applied Journal Vidnovliuvana energetyka; 48-55 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 2(69) (2022): Scientific and Applied Journal Vidnovliuvana energetyka; 48-55 Відновлювана енергетика; № 2(69) (2022): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 48-55 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2022.2(69) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/339/258 Copyright (c) 2022 О. Gaevskii, A. Gaevskaya, M. Konovalov https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | PV plant inverter distribution grid point of common connection over-voltages islanding dual-fed supplying Gaevskii, О. Gaevskaya, A. Konovalov, M. IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER |
| title | IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER |
| title_alt | ВПЛИВ НАВАНТАЖЕННЯ РОЗПОДІЛЬНОЇ МЕРЕЖІ НА ПІДВИЩЕННЯ НАПРУГИ В ТОЧЦІ ІНВЕРТОРНОГО ПІДКЛЮЧЕННЯ ФЕС |
| title_full | IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER |
| title_fullStr | IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER |
| title_full_unstemmed | IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER |
| title_short | IMPACT OF THE LOAD OF DISTRIBUTION NETWORK ON THE VOLTAGE INCREASE AT THE POINTOF CONNECTION OF PV INVERTER |
| title_sort | impact of the load of distribution network on the voltage increase at the pointof connection of pv inverter |
| topic | PV plant inverter distribution grid point of common connection over-voltages islanding dual-fed supplying |
| topic_facet | PV plant inverter distribution grid point of common connection over-voltages islanding dual-fed supplying фотоелектрична станція інвертор розподільна мережа спільна точка підключення підвищення напруги острівкування подвійне живлення мережі |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/339 |
| work_keys_str_mv | AT gaevskiio impactoftheloadofdistributionnetworkonthevoltageincreaseatthepointofconnectionofpvinverter AT gaevskayaa impactoftheloadofdistributionnetworkonthevoltageincreaseatthepointofconnectionofpvinverter AT konovalovm impactoftheloadofdistributionnetworkonthevoltageincreaseatthepointofconnectionofpvinverter AT gaevskiio vplivnavantažennârozpodílʹnoímerežínapídviŝennânaprugivtočcíínvertornogopídklûčennâfes AT gaevskayaa vplivnavantažennârozpodílʹnoímerežínapídviŝennânaprugivtočcíínvertornogopídklûčennâfes AT konovalovm vplivnavantažennârozpodílʹnoímerežínapídviŝennânaprugivtočcíínvertornogopídklûčennâfes |