Alçak gerilim şebekelerinde fotovoltaik sistem kaynaklı gerilim problemine alternatif bir çözüm: kısıntı stratejisi

Abstract

Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik şebekelerine entegrasyonu son yıllarda hızla artmaktadır. Bu durum, özellikle alçak gerilim (AG) dağıtım şebekelerinde izin verilen gerilim sınırlarının aşılması gibi güç kalitesi problemlerine yol açmaktadır. Fotovoltaik (PV) sistemlerin yoğun olduğu bölgelerde, gündüz saatlerinde üretimin tüketimi aşması sonucu oluşan ters güç akışı, gerilim profilini olumsuz etkilemektedir. Literatür incelemesi ve küresel kısıtlama yöntemlerinin değerlendirilmesi, aktif güç kısıtlamasının şebeke yatırımlarını erteleyebilen etkili bir operasyonel çözüm olduğunu; ancak üretim kaybı nedeniyle ekonomik maliyet oluşturduğunu göstermektedir. Bu çalışmada, AG şebekesindeki gerilim ihlallerini incelemek amacıyla %100 ve %50 PV yaygınlık oranlarına sahip 135 aboneli radyal bir şebeke modeli analiz edilmiştir. Batarya depolama ünitesinin bulunmadığı ve PV inverterlerinin reaktif güç desteği sağlamadığı en zorlu koşullarda, aktif güç kısıtlaması stratejisi kapsamında %10, %20 ve %30 oranlarında PV kısıntı senaryoları uygulanmıştır. Analiz sonuçlarına göre, herhangi bir kontrol mekanizması uygulanmadığında 135 abonenin 109'unun (%80,74) 253 V üst gerilim sınırını aştığı belirlenmiştir. Önerilen kısıntı stratejisinin uygulanmasıyla, ilave şebeke yatırımı gerekmeksizin gerilim ihlali yaşayan abone sayısı 109'dan 35'e (%25,92) düşürülmüştür. Ayrıca gerilim aşımı devam eden abonelerde de gerilim seviyelerinin yasal sınırlara yaklaştığı ve şebeke genelinde yaklaşık %55 oranında iyileşme sağlandığı gözlemlenmiştir. Simülasyon sonuçları, teknik sınırlar (gerilim limitleri) ile ekonomik verimlilik (üretim kaybı) arasındaki dengenin önemini ortaya koymaktadır. Sonuç olarak bu çalışmanın, PV entegrasyonunun sürdürülebilir yönetimine ilişkin Dağıtım Sistemi Operatörlerinin (DSO) ve politika yapıcıların karar alma süreçlerine nicel bir katkı sunması öngörülmektedir.

The rapid integration of renewable energy sources into electrical grids increasingly causes power quality issues, particularly the violation of permissible voltage limits in low-voltage (LV) distribution networks. In regions with high photovoltaic (PV) penetration, daytime reverse power flow resulting from excess generation negatively impacts the voltage profile. Evaluating global curtailment methods shows that active power curtailment is an effective operational solution to defer grid investments; however, it inherently creates an economic cost due to the associated production loss. In this study, to examine voltage violations in the LV network, a 135-customer radial grid model was analyzed under 100% and 50% PV penetration levels. Under worst-case conditions—without battery storage or inverter reactive power support—PV curtailment scenarios of 10%, 20%, and 30% were applied within an active power curtailment strategy. Analysis results indicate that without any control mechanism, 109 out of 135 customers (80.74%) exceeded the 253 V upper voltage limit. Implementing the proposed curtailment strategy reduced the number of customers experiencing voltage violations to 35 (25.92%) without requiring additional grid investments. Furthermore, voltage levels for the remaining affected customers approached legal limits, achieving an approximate 55% network-wide improvement. Simulation results emphasize the critical balance between technical constraints and economic efficiency. Consequently, this study is anticipated to provide a quantitative contribution to Distribution System Operators (DSOs) and policymakers for the sustainable management of PV integration.