integrasi plts tersebar pada sistem distribusi

Integrasi PLTS Tersebar Pada Sistem Distribusi

Oleh : M.Khairil Anwar – 232 11 007

Program Magister Teknik ElektroInstitut Teknologi Bandung2012

Klasifikasi PLTS Tersebar

PLTS tersebar (Photovoltaic Distributed Generation / PV-DG) dapat diklasifikasikan berdasarkan kapasitas terpasang sebagai berikut :

1. PV-DG skala Mikro (< 5 kW satu fasa)2. PV-DG skala Kecil (5-100 kW satu fasa ) 3. PV-DG skala Menengah (100 – 500 kW tiga fasa )4. PV-DG Skala Besar (500 kW-10 MW tiga fasa )

Koneksi PLTS Pada Sistem Distribusi

• PV-DG skala mikro dan kecil dihubungkan langsung pada saluran distribusi sekunder (misalnya 120/240 V)

• PV-DG skala besar dihubungkan pada saluran distribusi primer (misalnya 12.47 kV) melalui trafo interkoneksi.

• PV-DG skala menengah dapat dihubungkan baik pada saluran distribusi sekunder maupun pada saluran distribusi primer melalui trafo interkoneksi independen, tergantung pada kapasitas terpasang.

Saat ini, PV-DG berskala mikro terdiri dari unit satu fasa yang tersebar luas yang terhubung pada saluran sekunder, dan mode kontrol menggunakan inverter muncul sebagai alternatif teknologi yang ada.

Tujuan pembahasan ini yaitu membandingkan dampak potensial dan keuntungan dari dua pendekatan pada integrasi PV-DG :

• Pendekatan pertama atau solusi terpusat (centralized solution) terdiri dari beberapa PV-DG skala besar yang terhubung pada saluran distribusi primer (12.47 kV) melalui trafo interkoneksi.

• Pendekatan kedua atau solusi tersebar (distributed solution) dari PV-DG skala mikro dalam jumlah besar yang terhubung pada saluran distribusi sekunder (120/240 V).

Lebih jauh lagi, pembahasan ini akan mengevaluasi performance dari dua solusi diatas pada dua mode kontrol inverter yang berbeda :

• Kontrol faktor daya konvensional • Generator Emulator Control (GEC) yang dikembangkan oleh Petra Solar

Tujuan

Metode Analisis

Metode analisis yang digunakan yaitu :

1. Analisis Steady State2. Analisis Dinamis

Bagian I : Analisis Steady State

Model dan SimulasiGambar 3 dan Gambar 4 menunjukkan ilustrasi dari model pendekatan yang digunakan untuk solusi tersebar dan terpusat.

• Solusi tersebar tidak begitu besar tegangangannya. PLTS berskala mikro yang mewakili sekumpulan mikro-inverter 5 kW yang terhubung ke sisi sekunder dari trafo distribusi yang juga menyediakan layanan ke beban pelanggan (disajikan melalui sebuah titik beban ekivalen).

• Solusi terpusat pada sisi lain memiliki trafo interkoneksi independen (500 kVA, 12.47/7.20 kV – 0.48/0.277 kV Δ-Yg) yang digunakan secara eksklusif untuk integrasi PV.

• Simulasi dilakukan untuk dua level penetrasi yang terdiri dari kapasitas total 2 MW (sedang) dan 4 MW (tinggi). Kapasitas terpasang dari sekumpulan mikro-inverter yang digunakan pada analisis ini adalah 5 kW dimana kapasitas PV skala besar yang terpasang adalah 500 kW.

• Simulasi dilakukan dengan menggunakan CYMDIST

Penjelasan tentang skenario simulasi yaitu :

1. Penetrasi sedang (2 MW)a. PV terpusat (4 PV skala besar)• Kontrol faktor daya konvensional• GEC

b. PV tersebar (400 PV skala mikro)• Kontrol faktor daya konvensional• GEC

2. Penetrasi tinggi (4 MW)a. PV terpusat (8 PV skala besar)• Kontrol faktor daya konvensional• GEC

b. PV tersebar (800 PV skala mikro)• Kontrol faktor daya konvensional• GEC

• Untuk setiap skenario penetrasi, PV skala besar diletakkan diantara feeder dan mikro-inverter yang ditempatkan secara random diantara 1142 lokasi trafo distribusi.

• Gambar 5 menunjukkan single-line diagram dari feeder yang dipilih dan lokasi dari gardu induk, regulator tegangan saluran, kapasitor bank, dan PV skala besar.

• Skenario penetrasi sedang terdiri dari PV1, PV2, PV3 dan PV4. Sedangkan penetrasi tinggi terdiri dari seluruh PV.

Dampak Potensial dan Keuntungan• Bagian ini menyajikan hasil dari

simulasi yang dilakukan pada skenario penetrasi, solusi dan mode kontrol. Hasil meliputi tegangan sentral, aliran daya aktif dan reaktif serta losses.

• Gambar 6 menunjukkan profil tegangan feeder selama 24 jam tanpa PV yang digunakan sebagai referensi untuk perbandingan kenaikan tegangan sentral yang dihasilkan oleh kedua pendekatan pada integrasi PV. Tiap titik pada grafik ini menyajikan tegangan pada feeder utama pada jam tertentu di hari tersebut.

• Gambar 7 dan Gambar 8 menunjukkan kuartil pertama (ke-2 dan ke-25), kuartil ketiga (ke-75) dan persentil ke-98 untuk setiap skenario penetrasi, solusi dan mode kontrol. Perbedaan semua skenario tidak terlalu signifikan.

• Pada banyak kasus, kontrol GEC menunjukkan tegangan lebih rendah dibandingkan alternatif kontrol konvensional.

• Gambar 9 menunjukkan perbedaan tegangan untuk skenario penetrasi sedang (2 MW) dimana solusi terpusat dengan menggunakan kontrol konvensional.

• Dengan cara yang sama, gambar 10 dan gambar 11 menunjukkan perbedaan tegangan pada skenario penetrasi tinggi menggunakan diagram kotak dan rambut (box-and-whisker diagram)

• Gambar 12 dan gambar 13 menunjukkan perbandingan dari losses daya rata-rata untuk base serta kombinasi dari solusi dan mode kontrol.Losses hanya dihitung pada siang hari.

• Hasil dari kedua penetrasi menunjukkan bahwa losses pada solusi tersebar lebih rendah dibandingkan solusi terpusat karena lokasi PV yang lebih dekat ke beban.

• Gambar 14 hingga 16 menunjukkan aliran daya aktif dan reaktif feeder untuk base (tanpa PV) .

• Hasilnya menunjukkan untuk kondisi berbeban skenario penetrasi tinggi membalik aliran daya pada level breaker feeder.

• Interkoneksi PV menyebabkan fluktuasi daya reaktif sebagai akibat operasi kapasitor bank dan trafo LTC di gardu induk.

Bagian II : Analisis Dinamis

Model dan Simulasi

• Metode analisis ini terdiri dari evaluasi dari dampak perubahan waktu (dinamis) selama interkoneksi dari PV-DG.

• Dampak yang dibahas yaitu :– Fluktuasi tegangan pada feeder utama– Operasi dari regulator tegangan saluran (VR), pengatur tegangan

kapasitor bank dan Load Tap Changer (LTC) trafo pada gardu induk.

• Model feeder dan PV-DG dibuat secara detail dan dikalibrasi untuk melakukan serangkaian simulasi.

• Simulasi menggunakan software PSCAD/EMTDC

• Single line diagram dari feeder ditunjukkan pada gambar 1.

• Diagram menunjukkan :

a. Lokasi PV-DG untuk lokasi terpusat (level penetrasi 2 MW terdiri dari empat PV-DG 500 kW ± j500 kVAr)

b. Posisi perlengkapan feeder utama (kapasitor bank, regulator tegangan, recloser,)c. Aliran daya aktif dan reaktif untuk base (tanpa PV-DG)d. Titik pengukuran (titik merah), yaitu :

• F0: permulaan feeder, setelah LTC• VR1: sisi beban pada regulator teganagn saluran• BP1: permulaan dari cabang utama• RC1: recloser antara GI dan lokasi PV-DG• LC: titik pusat beban• PV1: lokasi PV-DG pertama• PV2: lokasi PV-DG kedua• PV3: lokasi PV-DG ketiga• PV4: lokasi PV-DG keempat• FE: feeder end point (titik terjauh feeder diukur dari GI)

Penentuan Kapasitas

• Untuk tujuan evaluasi dan perbandingan, PV-DG skala mikro tersebar dimodelkan sebagai kumpulan mikro-inverter dengan kapasitas 5 kW ± 5 kVAr. Setiap kelompok mewakili 25 mikro-inverter dengan masing-masing kapasitas 200 W ± 200 VAr.

• PV-DG skala besar terpusat terdiri dari fasilitas PV-DG tunggal dengan kapasitas 500 kW ± 500 kVAr yang terhubung ke sistem melalui trafo interkoneksi.

Analisis Pada Solusi Terpusat

Studi berikut ini dilakukan untuk mode kontrol faktor daya konvensional dan GEC :

• Kontrol faktor daya konvensional,– Kasus 1 : mengubah output PV-DG secara bertahap dari 0% ke 50% hingga 100% – Kasus 2 : mengubah secara seksama profil PV-DG

• Kontrol GEC– Kasus 3 : mengubah output PV-DG secara bertahap dari 0% ke 50% hingga 100%

dengan droop control dasar– Kasus 4 : mengubah output PV-DG secara bertahap dari 0% ke 50% hingga 100%

dengan droop control yang dimodifikasi– Kasus 5 : Mengubah secara seksama profil PV-DG dengan kontrol yang

dimodifikasi.

• Gambar 3 dan gambar 4 menunjukkan hasil simulasi untuk kontrol faktor daya konvensional.

• Gambar 3 menunjukkan variasi pada tegangan feeder selama output PV-DG diubah dari 0% ke 50% ke 100% dimana inverter dioperasikan pada satuan faktor daya . Semua hasil dalam PU dengan base 2.47 kV. Hasil simulasi menunjukkan bahwa level tegangan maksimum melewati lokasi PV4 untuk pembangkitan PV 100%.

• Gambar 4 menunjukkan level tegangan maksimum melewati lokasi PV4 untuk pembangkitan 85% dari rating nominal.

Gambar 5 menunjukkan hasil dari penerapan perubahan bertahap radiasi dari 0% ke 50% ke 100% menggunakan kontrol GEC. Hasilnya menunjukkan bahwa tegangan pada PV4 masih diatas .04 PU, pada output PV yang tinggi. Untuk mengatasi masalah ini, koefisien droop inverter dinaikkan bertahap dari 20%, 40% dan 60%.

Gambar 6 sampai gambar 8 menunjukkan level daya reaktif yang diserap oleh PV-DG pada kenaikan 20% (1315 kVar/PU), 40% (1534 kVar/PU) dan 60% (1754 kVar/PU) dari koefisien droop inverter. Hasilnya menunjukkan bahwa tegangan pada lokasi PV4 dapat dikurangi dengan menaikkan koefisien droop. Pada kasus ini dapat diatasi dengan menaikkan koefisien droop pada level 60%.

Analisis Solusi Tersebar

• Dilakukan dengan mengasumsikan sejumlah unit PV-DG skala mikro dihubungkan pada sistem sekunder dari trafo distribusi konvensional.

• Pada studi ini digunakan kumpulan mikro-inverter dengan kapasitas 5 kW ± j5 kVAr . Dua kasus yang dianalisis yaitu :– Penetrasi sedang yang terdiri dari empat kelompok mikro-inverter.– Penetrasi tinggi dengan delapan kelompok mikro-inverter

untuk setiap trafo 50 kVA yang menyuplai 5 hingga 8 rumah.Rumah dimodelkan sebagai variabel beban dengan konsumsi maksimum 5 kW tiap rumah.

• Simulasi awal dilakukan dengan inverter PV menggunakan mode kontrol faktor daya konvensional. Kontrol GEC digunakan jika teridentifikasi terjadi kerusakan.

Gambar 9 menunjukkan layout dari sistem distribusi sekunder yang menyuplai 8 rumah pada 240 V.

Gambar 10 menunjukkan model hubungan dari sistem sekunder dan kelompok inverter (kasus penetrasi sedang) untuk analisis dinamis pada software PSCAD. Saluran udara sekunder dan kabel bawah tanah dimodelkan oleh rangkaian ekivalen impedansi resistif dan induktif mewakili saluran pendek. Beban rumah tangga disajikan sebagai beban dinamis dengan nilai P dan Q tetap.

• Gambar 11 dan gambar 12 menunjukkan kasus penetrasi sedang.

• Gambar 11 menunjukkan tegangan fasa ke ground pda sisi primer dari trafo kutub menonjol, sedangkan gambar 12 menunjukkan tegangan pada sisi pelanggan.

• Hasilnya menunjukkan bahwa pada kasus ini tidak terjadi kerusakan tegangan.

• Gambar 13 dan 14 menunjukkan hasil pada penetrasi tinggi.

• Gambar 13 menunjukkan tegangan fasa ke ground pada sisi primer dari trafo.

• Gambar 14 menunjukkan tegangan pada sisi pelanggan.

• Hasilnya menunjukkan bahwa kemungkinan terjadi kerusakan tegangan pada sisi pelanggan. Masalah ini dapat diatasi dengan menggunakan mikro-inverter dengan kontrol GEC.

Gambar 15 dan gambar 16 menunjukkan hasil simulasi untuk pengukuran mitigasi, hasilnya menunjukkan efektifitas dari solusi yang ditawarkan.

• Studi ini juga menunjukkan bahwa inverter PV dengan kontrol GEC efektif dalam mengurangi permasalahan yang disebutkan diatas.

• Kontrol GEC secara dinamis mengatur kontribusi daya reaktif dari inverter PV berdasarkan variasi tegangan pada lokasi PV (sekunder) dan mengatasi kenaikan tegangan pada kapasitor dan/atau lokasi regulator tegangan.

Kesimpulan• Interkoneksi dari berbagai sumber seperti PV-DG pada sistem distribusi dapat

menaikkan tegangan pada feeder dan mengakibatkan penambahan operasi tap dari LTC dan regulator tegangan.

• Yang paling penting, tegangan steady state bertambah dan fluktuasi transien dapat melampaui batas saluran distribusi melalui skenario penetrasi sedang atau tinggi.

• Hasil simulasi menunjukkan bahwa inverter dengan kontrol GEC sangat efektif digunakan untuk mengurangi permasalahan tegangan yang merugikan dan mengurangi jumlah tap changer yang beroperasi.

• PLTS skala mikro tersebar lebih cocok diimplementasikan jika pengurangan losses jaringan adalah faktor terpenting.

• PLTS skala besar lebih cocok diimplemantasikan pada sistem dengan tujuan utama untuk menaikkan kapasitas tegangan.

Referensi[1] Julio Romero Agüero, Steve J. Steffel, “Integration Challenges of Photovoltaic Distributed

Generation on Power Distribution Systems”, in Proc. of IEEE Transmission and Distribution Conference and Exposition, August 2011

[2] Miroslav M. Begovic, Insu KimII, Damir Novosel, Julio Romero Aguero, Ajeet Rohatgi, “Integration of Photovoltaic Distributed Generation in the Power Distribution Grid”, submitted to IEEE PES 2012 45th Hawaii International Conference on System Sciences

[3] Panitarn Chongfuangprinya, John Spare, Julio Romero Agüero, Johan H.R. Enslin,Hussam Al-Atrash, “Integration of Micro-Scale Photovoltaic Distributed Generation on Power Distribution Systems: Steady-State Analyses”, submitted to IEEE PES 2012 Transmission and Distribution Conference and Exposition

[4] Bhavya Gudimetla, Farid Katiraei, Julio Romero Agüero, Johan H.R. Enslin, Hussam Alatrash, “Integration of Micro-Scale Photovoltaic Distributed Generation on Power Distribution Systems: Dynamic Analyses”, submitted to IEEE PES 2012 Transmission and Distribution Conference and Exposition