Treffer: Håndtering av spenningsvariasjoner forårsaket av solkraft i høyspente distribusjonsnett ved bruk av batterier og omformerstyring

Den økende utbyggingen av solkraftverk med tilknytning til det høyspente distribusjonsnettet medfører flere utfordringer, deriblant overspenninger som følge av reversert kraftflyt. For å håndtere slike utfordringer kan nettselskapene kreve at kraftutviklere reduserer kapasiteten på kraftverkene eller betaler for nettutbedringer. Slike tiltak kan svekke lønnsomheten til prosjektene betydelig. Denne oppgaven undersøker tekniske løsninger som kan implementeres av kraftutvikleren for å håndtere overspenninger lokalt, slik at det blir mulig å tilknytte større kraftverk uten å pådra seg store kostnader. Studien benytter lastflytanalyser på et radialt 22 kV høyspent distribusjons referansenett fra CINELDI for å undersøke hvordan et 10 MW solkraftverk påvirker spenningsnivået. Simuleringene ble utført i Python-biblioteket PandaPower ved bruk av realistiske lastprofiler og en solkraftproduksjonsprofil simulert i Renewables.ninja. Analysen bygger på syntetiske eller åpne data. Tre scenarioer ble analysert: Case A (referanse uten tiltak, som representerer solkraftproduksjon uten spenningskontroll), Case B (spenningsregulering med batterier av ulik størrelse), og Case C (spenningsregulering med reaktiv effekt fra omformeren basert på en Q(P)-funksjon). Simuleringene bekrefter at distribuert solkraftproduksjon i høyspente distribusjonsnett kan føre til betydelige overspenninger, særlig i perioder med høy produksjon og lavt forbruk. Case A viste at spenningsnivået overskred grensen på 1,05 p.u. i utsatte noder i flere timer årlig. Både batterilagring (Case B) og reaktiv effektkontroll (Case C) reduserte disse overspenningene. Reaktiv effektkontroll hadde tydelig virkning på spenningsnivået, men førte samtidig til økt termisk belastning i enkelte linjer, som i noen tilfeller oversteg 100 % av kapasiteten. Batterilagring bidro også til å senke spenningsnivået og samtidig redusere linjebelastningen, forutsatt at batteriet hadde tilstrekkelig kapasitet. Et batteri med lavere kapasitet (10 MWh) nådde raskere full opplading og mistet dermed evnen til å absorbere overskuddsproduksjon, noe som førte til tilbakevendende overspenninger. Studien viser at både batterilagring og reaktiv effektkontroll kan brukes til å håndtere spenningsvariasjoner forårsaket av solkraft i høyspente distribusjonsnett. Reaktiv effektkontroll gir direkte spenningsregulering, men kan samtidig øke belastningen på nettet. Batterier har fordelen av å kunne bidra til både spenningsregulering og avlastning av linjer, men virkningen er avhengig av riktig dimensjonering. Disse resultatene gir nyttig innsikt i hvordan tilgjengelig teknologi kan tas i bruk for å redusere nettbegrensninger og legge til rette for økt integrasjon av solkraft i høyspent distribusjonsnett. Fremtidige studier bør undersøke kombinasjoner av tiltak, ulike nettkonfigurasjoner, feltforsøk og tilpasninger i det regulatoriske rammeverket.
The growing deployment of solar power plants connected to the high-voltage distribution grid brings several challenges, including overvoltages caused by reverse power flow. To manage these issues, grid operators may require developers to reduce the capacity of power plants or pay for grid upgrades. Such measures can significantly reduce the profitability of solar projects. This thesis investigates technical solutions that developers can implement to manage overvoltages locally, enabling the connection of larger power plants without incurring major costs. The study uses load flow analyses on a radial 22 kV high-voltage distribution reference grid from CINELDI to examine how a 10 MW solar power plant affects voltage levels. Simulations were carried out using the Python library PandaPower, with realistic load profiles and a solar production profile simulated in Renewables.ninja. The analysis is based on synthetic or open-source data. Three scenarios were analyzed: Case A (reference without mitigation, representing solar production without voltage control), Case B (voltage regulation using batteries of different sizes), and Case C (voltage regulation using reactive power from the inverter based on a $Q(P)$ function). The simulations confirm that distributed solar production in high-voltage distribution grids can lead to significant overvoltages, particularly during periods of high generation and low demand. Case A showed that voltage levels exceeded the limit of 1.05 p.u. in critical nodes for several hours per year. Both battery storage (Case B) and reactive power control (Case C) reduced these overvoltages. Reactive power control had a clear impact on voltage levels but also led to increased thermal loading in certain lines, in some cases exceeding 100 % of capacity. Battery storage also helped lower voltage levels and reduce line loading, provided the battery had sufficient capacity. A smaller battery (10 MWh) reached full charge more quickly and thus lost the ability to absorb excess production, leading to recurring overvoltages. The study shows that both battery storage and reactive power control can be used to manage voltage variations caused by solar production in high-voltage distribution networks. Reactive power control provides direct voltage regulation but can increase network loading. Batteries have the advantage of contributing to both voltage regulation and line relief, but their effect depends on proper sizing. These findings provide valuable insight into how available technology can be used to reduce grid constraints and facilitate increased integration of solar power in high-voltage distribution networks. Future studies should explore combinations of measures, different grid configurations, field trials, and adaptations in the regulatory framework.