Overcoming the power factor apparent degradation of loads fed by photovoltaic distributed generators

Benedito, Ricardo da Silva; Zilles, Roberto; Pinho, João Tavares

doi:10.1016/j.renene.2020.10.146

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“…A smart meter at each PCC registers the instantaneous active and reactive power flows, integrating them over a measuring interval t [19]. The MV prosumer's apparent power demand at time interval t is denoted as S d,t , where P d,t and Q d,t are the prosumer's active and reactive power demand at time interval t, respectively.…”

Section: A the Equipment Installed In Each Prosumermentioning

confidence: 99%

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A Novel Methodology for Reducing Excessive Reactive Power Consumption Penalties for Photovoltaic Prosumers

Vargas,

Gabriel Borges,

Vicentini

et al. 2024

IEEE Access

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The present paper proposes a new methodology to solve a problem in the literature in which a consumer becomes eligible for reactive power excess charging (RPEC) after installing a photovoltaic (PV) system, even if its reactive demand has not changed. This problem mainly affects this kind of consumer, which is known as PV prosumers, in countries where the power factor at the point of common coupling (PCC) is used as the main parameter in calculating reactive power excess charges instead of directly pricing the surplus reactive energy delivered from the distribution network. The classical approaches to reducing or eliminating RPEC are based on providing reactive power within the consumer's installations from their PV inverters and their capacitor banks. However, the solutions presented require optimization studies since the costs of producing reactive energy can be even higher than the penalties involved. In this context, we developed a new hourly-based optimization model for the RPEC problem based on the variable neighborhood search meta-heuristic and the Fibonacci search method. In addition, we apply the proposed methodology to two medium voltage prosumers in Santo André, Brazil. The results showed the proposal's effectiveness, mitigating RPEC and minimizing the prosumers' electricity bills without installing new equipment to supply their reactive demand. The best results were found when reactive power was delivered by the capacitor bank and PV inverters simultaneously rather than applying these solutions separately. The proposed hourly-based correction method can help in day-ahead energy management, avoiding premature wear from switching the consumer's reactive power compensation equipment switches. Also, the methodology proposal improved the power factor at the utility substation, which benefits the power distribution systems.

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Section: A the Equipment Installed In Each Prosumermentioning

confidence: 99%

“…It is important to note that if the magnitude of P P V,t increases, the value of the power factor measured at the PCC, f c t , is degraded [19]. This degradation occurs even though the demand load curve of the MV prosumer does not change.…”

Section: A the Equipment Installed In Each Prosumermentioning

confidence: 99%

A Novel Methodology for Reducing Excessive Reactive Power Consumption Penalties for Photovoltaic Prosumers

Vargas,

Gabriel Borges,

Vicentini

et al. 2024

IEEE Access

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“…The decrease in implementation costs, the development of new inverter technologies, low environmental impact rates, and growing incentive policies are responsible for this trend. Generally, PVG operates with a unity power factor, i.e., there is no generation or absorption of reactive power by the Photovoltaic Inverter (PVI) at the Connection Point (CP) [8]. However, implementing reactive power control is an important measure for mitigating losses and managing grid voltage levels effectively in DNs [9].…”

Section: Introduction 1motivationmentioning

confidence: 99%

Multi-Period Optimal Power Flow with Photovoltaic Generation Considering Optimized Power Factor Control

de Souza,

da Silva,

Rossoni

et al. 2023

Sustainability

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This paper presents a Multi-Period Optimal Power Flow (MOPF) modeling applied to the minimization of energy losses in Distribution Networks (DNs) considering the reactive power control of Photovoltaic Generation (PVG) that can be applied to both short-term and long-term operation planning. Depending on the PV Power Factor (PVpf) limitations, PVG may provide both active and reactive power. The optimal power factor control on the buses with PVG contributes to an economical and safe operation, minimizing losses and improving the voltage profile of the DN. The proposed MOPF was modeled in order to minimize active energy losses subject to grid constraints and PVpf limitations. The variations of loads and PVG were discretized hour by hour, composing a time horizon of 24 h for day-ahead planning; nonetheless, the methodology can be applied to any other time period, such as a month, year, etc., by simply having generation and load forecasts. To demonstrate the effectiveness and applicability of the proposed approach, various tests were carried out on 33-bus and 69-bus distribution test systems. The analyses considered the DN operating with PVG in four different cases: (a) PVpf fixed at 1.0; (b) PVpf fixed at 0.9 capacitive; (c) hourly PVpf optimization; and (d) optimization of PVpf for a single value. The results show that a single optimal adjustment of PVpf minimizes losses, improves voltage profile, and promotes safe operation, avoiding multiple PVpf adjustments during the operating time horizon. The algorithm is extremely fast, taking around 2 s to reach a solution.

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“…Uma segunda abordagem que não implica em custos diretos para os geradores distribuídos é o controle da componente reativa de corrente, de forma a reduzir a sobretensão causada pelo fluxo de reativos na rede, com operação de forma similar à inserção de banco de capacitores ou d-STATCOM (Figura 1.11). O estudo desenvolvido em [30] descreve em detalhes o uso de geradores distribuídos com base em inversores e o uso de banco de capacitores para controle de reativos em relação à rede elétrica de distribuição, porém com o foco em controle de reativos em tempo real, de forma a aumentar o fator de potência do ponto de vista dos medidores de energia das unidades consumidoras. Este aumento de fator de potência está diretamente ligado à interação entre os vetores de rede exemplificados na Figura 1.12 e na Figura 1.13 e, portanto, acarreta uma diminuição da sobretensão causada pela injeção de corrente no ponto de conexão dos geradores distribuídos.…”

Section: Impactos Da Alta Penetração Da Geração Distribuída Na Rede E...unclassified

“…Ainda assim, sistemas baseados em inversores possuem uma curva de capacidade de operação conforme destacado em [30], caracterizada pela Figura 1.17.…”

Section: Impactos Da Alta Penetração Da Geração Distribuída Na Rede E...unclassified

Políticas Públicas e Modelamento Da Microgeração Fotovoltaica Distribuída no Cenario Brasileiro

Neto¹

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Este trabalho tem como foco o estudo do impacto que a instalação de sistemas fotovoltaicos de microgeração distribuída causa nas redes de distribuição, quando são adotados os requisitos da atual política brasileira de compensação de energia. Para isso são levantados os principais impactos causados pela geração distribuída e as respectivas medidas mitigatórias, sendo destacados a sobretensão e o sobrecarregamento como foco de análise pelo trabalho. A fim de verificar a capacidade de produção de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, são levantadas as características do modelo de política pública brasileira, definido pela da Lei Federal 14.300, que apresenta o sistema de compensação de energia para consumidores de baixa tensão. O trabalho então aborda a simulação de fluxo de potência em cinco redes de baixa tensão de cinco concessionárias brasileiras de energia, por meio de simulação em ambiente OpenDSS. Com base nos resultados obtidos e com o levantamento de políticas públicas internacionais é avaliada a necessidade de complementação da política pública brasileira. O trabalho conclui que a instalação da geração distribuída tende a antecipar a necessidade de investimentos na rede elétrica em algumas regiões do país, dependendo principalmente da relação entre os perfis de consumo e geração. Porém, os investimentos na rede para atendimento da instalação de geradores distribuídos em redes de baixa tensão não levam em consideração medidas para redução de injeção de potência que podem ser implementadas pelas unidades consumidoras, sendo necessário sinalizar aos consumidores o custo de investimento na rede de distribuição e, portanto, informar um limite de injeção de potência. São então propostas complementações aos textos que regulam a política pública brasileira e um método de cálculo que permite informar a potência máxima que pode ser injetada por cada unidade consumidora, sem ultrapassar os limites de carregamento e tensão final de linha da rede de distribuição.Palavras-chave: sistemas fotovoltaicos; geração distribuída; redes de distribuição de energia; políticas públicas.

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Overcoming the power factor apparent degradation of loads fed by photovoltaic distributed generators

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Multi-Period Optimal Power Flow with Photovoltaic Generation Considering Optimized Power Factor Control

Políticas Públicas e Modelamento Da Microgeração Fotovoltaica Distribuída no Cenario Brasileiro

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