TELKOM NIKA Indonesia n  Journal of  Electrical En gineering   Vol. 15, No. 2, August 201 5, pp. 217 ~  228   DOI: 10.115 9 1 /telkomni ka. v 15i2.825 3        217     Re cei v ed Ma y 2, 2015; Re vised June  2 7 , 2015; Acce pted Jul y  13,  2015   Power Control of High Penetration PV in Distribution  Network      Saman Hos s e ini Hemati*,  Ashka n  Mo hammadi  Electrical E ngi neer ing D e p a rtment, F a cult y   of Engin eer ing,  Kermansh ah  Branch, Islami c Azad Univ ers i t y ,  Kermans hah, Iran   *Corres p o ndi n g  author, e-ma i l : saman.h@ liv e.com       A b st r a ct  Photovo l taic  e nergy  is on e o f  the fastest grow ing re new ab le e nergy s our ces in th e w o rl dan d a s   the iss ue  of e n e rgy s e curity  is  bec o m in g  mor e  a nd  more   i m portant  it co uld  be  a  pro m is in g o p tion.  But a s   photov olta ic e n e rgy is  bec o m i ng w i des pre a d  and  pe netrati on l e vel  of p h o t ovoltaic  pow er  pla n ts incr eas e,   issues r i se  in  d i stributi on  netw o rks.In this p a p e r a  pow er co n t rol sche m e for  a h i g h  p enetra tion  photov olta i c   pow er pl ant in  a radi al  distri butio n netw o rk  w ill be pr ese n ted. This co n t rol sche m e in clud es an  efficien t   Maxim u m  P o wer Point Tracking (MPPT),  D C  li nk vo ltag e  control  by  ma n agi ng pow er b a la nce betw e e n   th e   hysteresis c ont rolle d i n verter   and  a  bo ost co nverter.  An oth e r asp e ct of  Hi gh P enetrati on  PV (HPPV) w h ich   is ov ervolta g e  in  Poi n t of   Co mmon  C o u p lin g (P CC)  i s  als o  i n vesti gated  a n d  maxi mu m al low abl e   Penetrati on L e v el (PL) w ill be  deter mi ned. Si mu lati ons hav e  been d o n e  in  Matlab/Si muli n k  enviro n m ent.     Ke y w ords : dis t ributio n netw o rk, maxi mu m p o w e r point  trac king, ph otovo l taic, pow er cont rol         Copy right  ©  2015 In stitu t e o f  Ad van ced  En g i n eerin g and  Scien ce. All  rig h t s reser ve d .       1. Introduc tion  Photovoltaic (PV) energy is  one of the fa stest growi n g  rene wabl e energy source s in the   worl d.  Curre n tly there  are several init iative proj ect s   whi c h  are  targeted  o n   developin g   a nd  improvin g th e key te chn o l ogy of ena bl ing hig h  re ne wabl e en ergy  penetration i n  the ele c tri c a l   grid  of future,  such  as the I n telligrid proj ect of  the Electri c  Power Resear ch Institute (EPRI ) , the  sma r t grid d e m onst r ation p r oje c ts of the  U.S. D epa rtment of Energy (DOE ), the Galvin Perf ect  Powe r Initiative proje c t, and others [1, 2].  The a nnu al g r owth  rate of  photovoltai c  ene rgy i s  2 5 - 35%  over th e la st ten ye ars an d   156% an d 85 % annual  gro w th rate i n  US only in 201 2 and 2 013  resp ectively. The ma rkets  for  sola r PV  hav e un dergon e  a d r amati c   sh ift in the la st t en yea r s.  Pri o r to  20 00 th e p r imary  ma rket  for PV wa s in off-gri d  appli c ation s , such a s  rural el ect r ification, wate r pumpin g , and  telecom m uni cation s. Ho wever, now m o st of the gl ob al market is for gri d -con ne cted ap plications  whe r e th e po wer is fe d int o  the ele c tri c al network. F u rthe rmo r e,  most of the  n e w PV  capa city  has be en i n stalled in  the  distrib u tion  g r id a s   dist rib u ted g ene rati on. As the  u s e  of solar  PV  contin ue s to  expand,  con c ern a bout its  potential im p a ct on th e sta b ility and op e r ation of the  grid   gro w  to o. Uti lities a nd  po wer  system   operator s  are p r ep arin g f o r  ch ang es to integ r ate  a nd  manag e more of this rene wabl e ele c tricity source in their sy stem s.  The p enetration level i s   defined  as the ratio of n a meplate  PV power  ratin g  to th e   maximum loa d  se en o n  the  distrib u tion f eede r. The v o ltage ri se i s sue  ha s be en  repo rted  as  one  of the co nce r ns  und er hi gh pen etratio n  of ren e wa ble Di strib u te d Gen e ratio n s  (DG )  [3]. The  reverse  po we r flow  ca used  by larg e am o unts of  DG  m a y cau s e  voltage  rise to  which  dist ributi o n   netwo rk  ope rators  co ntrol  can not effecti v ely resp ond  sin c e the tra d i tional gri d  ha s bee n pla n n e d   to deliver po wer to the loa d  at satisfa c tory voltage ra nge [4].  Two majo r st udie s  [5, 6]  con c e n trated  on di stribute d  gene rators interface d  to utilities  throug h inve rt ers,  an d la rg er-scale  sy stem imp a ct s a nd  rotating  di stribute d   gen eration  (DG ) ,  but  still with  several  re sult s  on inve rter-b ase d   DG. T he first stu d y  [5] con c lu ded th at for DG   penetration l e vels of 40% , such that the system  i s  h eavily depen dent on  DG s to satisfy loa d s,  voltage re gul ation ca n be come  a se rio u s p r obl em.  The sudd en l o ss of DG s,  particula rly as a  result of fal s e trippi ng  du ring volta ge  or fr equ en cy events,  ca n  lead  to u n a ccepta b ly l o w  voltages in  p o rtion s   of th e sy stem.  During  pe rio d s of lo w l oad   but hig h  g e n e ration  an d  with   certai n dist ri bution ci rcuit configu r atio ns, t he reve rse p o wer flow condition  could cau s e  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 15, No. 2, August 2015 :  217 –  228   218 malfunctio n s  of the seri es  voltage regul ators.  A gain,  voltage regul ation be co me s a  problem.  A  voltage regul ation fun c tion , impleme n te d thro ugh   re a c tive  po we r control, woul d enabl e  inve rter- based  DG s to be  mu ch   more  be neficial to th e g r i d  than they  c u rrently are. But this func tion  woul d interfe r e with mo st  anti-isl andi ng  scheme s  a s  they are p r e s ently imple m ented. Inve rter- based  DG s d o  not  contri b u te sig n ifica n t ly to faul t cu rre nts, an d th us di d n o t ad versely im pa ct  coo r din a tion strategi es  for  fuse s and ci rcuit brea kers. The  stu d y  notes that th e short - du rati on  fault current  contri bution  of small di stribute d   inv e rter-ba s e d   DG s is  smal ler than that  of  distrib u ted i n ductio n  ma ch ines.  Ho weve r, it also p o in ts out th at thi s  mig h t not  a l ways be  true  if  the DG i s   connected  at a point  where the utility  series imped ance i s   unusually high. T h ese   con c lu sio n s  may not re main valid if  the voltage  reg u lation  control s   sug g ested  above  are   impleme n ted.   Referen c e [4]  pro p o s e s  a  method  of re active po we r  injectio n which is  not to  co ntrol b u s   voltage but t o  gu ara n tee  that a c tive power  gen eration d oes n o t ca use vol t age ri se.  T he  advantag e is that the voltage  become s  indep end e n t of the generatio n and  the distribut ion   netwo rk op erators  can  be  ke pt to  thei r tra d itional  task of volta ge regul ation .  Ho wever,  a s   illustrate d in  t he p ape r, the  disadvanta g e s  are  the  hi gher O n -L oa d Ta p  Cha n g e r  (OL T C)  stress   and fee d e r  lo ss. An other d r awba ck is th at this  meth o d  re quires i n formatio n ab o u t the up stre am  feeder im pe dan ce re sulti ng in a co mmuni cating  need in ca se of feede r reco nfigu r at ion.  Referen c e [7 ] also pre s e n t s a method  of reactive p o we r co ntrol  whe r e invert ers d e ci de th eir   output re acti ve power a u tonomo u sly a t  first, and  continuo usly modify  them with  exchan g i ng  informatio n b e twee n ea ch  inverter.   The  Gene ral  Electri c   (GE )  20 08  re port [8] com pares th e p e rfo r mance  with  different   penetration l e vels  whe n  u s i ng O L TC tra n s form er,  st ep  voltage  reg u l a tor  (SVR) o r  PV inverte r  to   regul ate th e  distrib u ted  lo ad voltag e. T he  key  co nc l u sio n  from th e repo rt i s  th at co ordinate d   control  of uti lity equipme n t and  DG  assets  can  be u s e d  to   enha nce the  pe rform a n c e of  distrib u tion  systems. In  a ddition, a   co mmuni ca tion  link e s tabli s hed  between  se rvice p o i n ts  (cu s tom e r me ter con n e c tio n s) a nd the u t ility equipment  is helpful. The rep o rt in vestigate s  on  th e   rea c tive power suppo rt fro m  PV inverters. But as  poi nted out in the repo rt, at prese n t, the IEEE  1547  and  UL 174 1 only  allow PV  systems to o perate at a unit y  powe r  fa ctor. Howeve r,  it  provide s  a p r omisin g meth od if the stan dard  can b e  chang ed in the  future.  In this pa per,  a grid  co nne cted hi gh pe n e tration PV is simulate d an d voltage ri se  issue   and po we r control  schem e are di scu s sed. Th e org anization of the re st of this pap er i s  a s   follows: in section  2 hig h  pen etratio n  leve ls of PV  energy  and  its co nseque nces wil l   be   discu s sed. In  se ction  3  e quipme n t mo dels u s ed   in  this  re sea r ch are p r e s en ted. The  co n t rol  methods  will  be di scussed in  section 4.  In sectio n 5  the sim u lation result s and discussions  are  pre s ente d  an d finally con c l u sio n s  clo s e the pap er.       2. High Pene tratio n PV and ov er v o ltage issue   Voltage re gul ation is a n  im portant  subj e c t in  ele c tri c al  distrib u tion e ngine erin g, b e ca use   it is the utility’s respon si bility to keep the  cu sto m ers’ se rvice volt age (th e  voltage at the   cu stome r ’s m e ter, or the lo ad sid e  of the point  of com m on co uplin g  (PCC))  withi n  the accepta b le   range. ANSI C84.1  specifi e s a  gui deline for this range, but t he utilities have the freedom to   specify it differently based on t heir specific circum st ances.  ANSI  C84.1 al so  spec ifies utilization  voltage, which refers to  th e voltage  at t he p o int of  u s e whe r e th e o u tlet equi pme n t is plug ged   in.  Furthe rmo r e,  two rang es are define d , Rang e A is re comm ende d for n o rmal o perating   con d ition s , while  Ran ge B  co rrespon ds to u n u s ual   con d ition s , so the  o c currence h a s to  be   limited in tim e  du ration  a nd fre que ncy .  Re comm en ded  se rvice  and utili zatio n  voltage lim its  according to ANSI C84. 1 are shown in Tabl e  1. Utilities are gene rally  concerned  with  maintainin g the se rvice v o ltage withi n  acceptabl e limits; the utilization voltag e then follows  automatically, provided that   the house wi ring is d one a c cordi ng to b u ilding  code s.       Table 1. ANS I  C84.1 voltage ran g e     Ser v ice Utilization   Min Max  Min  Max  Range A (n ormal )   -5%   +5%   -8.3%   +4.2%   Range B (e merg enc y )   -8.3%   +5.8%   -11.7%   +5.8%     Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Powe r Co ntro l of High Pen e tration PV in Di strib u tion  Network (Sa m an Hosseini  Hem a ti)  219 By conn ectin g  a hi gh p e n e tration PV p o we r pl ant to  a di stributio n feede r, the  voltage   regul ation de cre a ses a nd con s e que ntly voltage rise s  in the PCC. Irre sp ective of actual ado pted   voltage limits (byANSI C8 4.1 or by in d i vidual utilit y), most utilities control th e s ervi ce volta ge  indire ctly, by controlling t he voltage  on thep ri ma ry circuit, the feeder. Se rvice voltage  is  dire ctlydepe n dent on  fee der volta ge;  whe n   con s i dere d  o n  th e sa mevolta ge ba se,  se rvice   voltage is eq ual to the feeder voltag e m inus t he vo ltage dro p  a c ross the  serv ice tra n sfo r m e r  and se con dary circuit co nn ection. Fig u re  1 sh ows  an  example ofvo ltage limits fo r prim ary  circuit,  servi c e entrance, andutilization  ba sed  on one  utility’ s guidelines [ 10]. It reflects theadjustm ent  for a s sumpti ons  abo ut a dditional volt age d r op  int he second ary circuit an d  allows fo r the   necessa ry m a rgin. Inthi s   study, the prim ary volt age  a nd  servi c e e n t rance voltag elimits  sho w n  in  Figure 1 we re  used a s  targ et limits.          Figure 1. Voltage limits in d i stribut io n net works acco rdi ng to [10]      The voltage  regulatio n pra c tice  on di stri buti on  syste m s i s  ba se d  on radial  po wer flow  from the  su b s tation to th e  load. Voltag e drop o n  th e feede r i s  a  con s e que nce of current f l ow,  and imp eda n c e  (re si stan ce and  rea c ta nce )  of the f eede r cond u c tor, tra n sfo r mer a nd lo a d .  Load s re quire active and rea c tive power, and the re lated cu rren t that supplie s the active and   rea c tive power ca uses th e voltage dro p  on feede r con d u c tors. Feede r cond uctors a r e a given   (they a r e  sel e cted  first ba sed  on  e c on omic con s ide r at ion s ).  Wit h   co ndu ct o r  si ze s kno w n   (t heir   circuit  param eters fixed),  there  a r e t w o   fundame n tal  ways to  cont rol the volta g e  on th e fe ede r,  by using O L T C  tran sforme rs, or by in stalling fix ed or switched  ca pacito r s to of fset the rea c t i ve   power dem a nd from the load and thu s  red u ce  the current flow through the  feeder and  the  related  voltag e d r op.  OLT C , o r  voltag e  regul ator,  i s   an e s sential   part  of di strib u tion n e two r ks. It  is typically  constructe d a s  aut ot ran s fo rmers  with a u tomatically  adju s ting tap s . The  co ntrols  measure the   voltage a nd l oad  cu rrent,  estimate  t he  voltage at th e remote  (co n trolled  volta ge)  point, and t r i gger the tap  cha nge  wh e n  the e s timat ed voltage i s  out of bo un ds. Multiple  tap   cha nge  a c tio n s  may b e  p e rform e d  unti l  the voltag e i s  b r o ught  wit h in b oun ds.  The ta ps typically  provide  a  ran ge of  ±10%  of tran sform e r rated vo ltag e with  32  ste p s. Ea ch  ste p  of voltage  i s   therefo r e 0.6 25% of rate d  volt age. Wh en conn ecte d to dist ributi on sy stem s, cap a cito r ba nks  sup p ly rea c tive power to off s et that of the   load, and  co nse que ntly re duc e the amo unt that need s  to com e  from  the sub s tatio n  and  the a ssociate d  volta ge d r op. T he  cap a cito r b a n ks  ca n b e  fixed   (pe r man ently conn ecte d)  or switched (con ne cted  when ne ede d),  so that their  sup p lied rea c tive   power match e s th e  need   of the l oad. I n  p r a c tical   in stallation s thi s  m a tchi ng i s  sel dom  pe rfect,  becau se th e  load  and  its reactive  po we r d e man d  va ry contin uou sl y while  the  capa citor ban ks  are  swit che d  in discrete in cre m ent s. Moreove r , the  rea c tive po wer from  cap a c itors varie s   with   voltage squa red an d so d r ops  off at low voltages  wh en it is  most  need ed. Ove r comp en satio n  of  the feeder (a ssoci a ted wit h  too much  cap a cita nc e)  lead s to voltage ri se on t he feede r an d it  might requi re  action of the voltage reg u lator in  the sub s tation –  it would lowe r the voltage to   accomm odat e the rise du e to overcom pen sation by  the cap a cito rs. Cont rol s  u s ed fo r switching  cap a cito r b a n k s can  be b a s ed  on: time   clo c k (lo ad  i s  co rrelated  wi th time of d a y ), temperatu r e   (heavy lo ad  su ch  as air-con ditioning  i s   correl ated  with am bient  tempe r ature ) , voltage  (lo w   feeder voltag e is a n  in dica tion of th e h e a vy load ), re active p o wer  flow  (to b a lan c e th e  rea c tive   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 15, No. 2, August 2015 :  217 –  228   220 power actu all y  dra w n  by t he lo ad),  or f eede r  cu rre nt (simila r to  re active p o wer  control  but le ss  expen sive to impleme n t) [11].  Since i n  mo st  of develo p in g countri es,  OLT C  a r e u s ed only i n   su b tran smi s sio n  and  all  distrib u tion ta p chan ging transfo rme r s a r e off-load  ta p chan ging transfo rme r s a nd even if  O L TC  is used in distribution net works, a c tion o f  it has  few to several  se co nds if not min u tes del ay, the   maximum all o wa ble pen et ration level  to  prevent overvoltage iscru c ial.      3. PV and In v e rter Model  3.1. PV Model  Figure (2)  sh ows the  equi valent  ci rcuit  of a sola r pa nel. A solar  panel i s   com p osed of   several p hot ovoltaic  cell s that have  serie s  o r   para llel or serie s -parall e l external  con n e c tions.  Equation (1)  sho w s V-I ch ara c teri stic of  a solar p anel  [12].          Figure 2. Equivalent circuit of Solar Pane l        -[ e x p ( ) - 1 ] - SS pv o tp VR I V R I II I aV R                              (1)    Whe r e I pv   is  the photovoltaic current, I o  is saturate d reverse cu rre nt, 'a'  is the ideal dio d e   c o ns tant,  S t NK T V q is t he the r mal  voltage,  N s  is  th e  nu mb er   o f  s e r i es   c e lls ,   q  is th e e l ec tr o n   cha r ge  , K is  the Boltzma n n  co nsta nt, T  is the te mpe r ature  of p-n j unctio n , R S  a nd R p  are  series  and p a rall el e quivalent resi stan ce of th e  sola r p anel s.  I pv  has a linear relation  wit h  light intensi t y  and al so vari es with temp eratu r e variat ions. I o  is de pend ent on tempe r ature variation s . Val ues  of I pv  and I o  are cal c ulate d  according to the followi ng e q uation s:     , () pv p v n I n G II K T G                                            (2)    , , exp( ) / 1 sc n I o oc n V t IK T I VK T a V                              (3)    In whic h I pv ,n , I sc,n  and V oc,n  are p hotovolt a ic  curre n t, short ci rcuit cu rre nt and  ope n  circuit  voltage in  st anda rd  co ndi tions  (T n  = 2 5   C  an d G n = 1000  W /  m ^ 2)  res p ec tively. K I  is the  coeffici ent of  sho r t-circuit current to tem peratu r e,  n TT T  is the tempe r atu r e deviatio n  from   stand ard tem peratu r e, G i s  the light in tensity and  K V  is the rati o coeffi cient  of open  circuit  voltage to temperature.    Open  ci rcuit  voltage, sho r t circuit  cu rre n t and  voltag e –  current  correspon ding  to the  maximum p o w er a r e th ree  impo rtant p o ints of I-V   cha r acte ri stic of Solar  Pa nel. These  p o ints are  cha nge d by variation s  of atmosp he ric  co ndition s. Usi n g Equation (4 ) and (5) whi c h are de rived   from PV model equatio ns, short circuit  current and  open ci rcuit voltage can  be cal c ulate d  in   different atmo sph e ri c co ndi tions.     , () sc sc n I n G II K T G                                            (4)  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Powe r Co ntro l of High Pen e tration PV in Di strib u tion  Network (Sa m an Hosseini  Hem a ti)  221 , oc oc n V VV K T                                                (5)    3.2. H y steresis Curre nt  Con t rol (HCC) o f  Po w e r  Electronic  Unit   Hysteresi s   co ntrol p r e s ent s an  alternative method fo r  prod uci ng a  sinusoidal a c   curre n t  waveform from a dc  voltage s o urc e . Wit h  this   meth od , the controlle r maintai n s  a n  output  current  that stays within a given tole ra nce of the refe ren c e  waveform . T he tolera nce that the output  stays  within  i s   calle d the  “hystere si s b a nd”.  Unli ke th e PWM  switching te ch niqu e, the met h o d  of  hystere s i s   co ntrol  depe nd s o n  fee dba ck from the   o u t put cu rrent t o  contro l the   inverter sy ste m .  The clo s e d -l o op co ntrol me thod ena ble s  the inverter  with hystere s is control to ad apt instantly to  cha nge s in th e output loadi ng.  The co ncept  of hysteresis cont rol can  be appli ed to a wid e  rang e of inverter  config uratio n s  and to polo g i es. Both si ng le-ph a se  an d three - ph ase inverters  can  be co ntroll ed  by  the hystere s i s  method a s  well. A com m on topolo g y for single - ph ase inve rters is the H-b r id ge  becau se it offers  more con t rollability tha n  the hal f-bri dge type. It allows the u s e  of three o u tp ut  states inste a d  of two  and   requi re s h a lf  of the d c  bu s voltage to p r odu ce the  sa me pe ak  out pu t  voltage [13].  Figu re  3 ill ustrate s  the  fundame n ta l con c e p t  of o peratio n  fo r the  hyste r e s i s - controlled inv e rter.   The refe ren c e curre n t,   , repre s ent s the desi r ed  wave form for the o u tput load cu rrent.  The top  an d  bottom hy stere s is limits  form the   hysteresi s   ban d, whi c h  corre s po nd s to th e  toleran c e limi t  of the inverter co ntroll er.           Figure 3. Con c ept of hyste r esi s  ban d an d hystere s i s  controlle r      The two-level  inverter  cont roller will appl y t he positive or negative dc  bus voltage to the  load in o r de r to keep the  output cu rre n t within  the  hystere s i s  b and. For  exa m ple, wh en the   output current rises  above the t op hysteresis limi t, the inverter  controll er  w ill respond by  swit chin g the  tran sisto r s to  apply the  ne gative d c  bu s voltage to th e loa d  an d ef fectively red u c e   the value of t he outp u t cu rrent to b r ing i t  below  th e top hyste r e s is limit. The in verter  cont rol l er  will kee p  the negative dc b u s voltage a c ross the  load  until the output current re a c he s the bottom  hystere s i s  lim it. After the output curre n t drop s bel ow t he bottom lim it, the inverter cont rolle r wi ll  sen d  the app rop r iate gatin g sign als to t he tran si st ors to switch the m  to apply the positive d c   bus  voltage a c ross the l oad. T h is  will b r ing  the output   cu rre nt ba ck up  above th e b o ttom hyste r e s i s   limit and withi n  the allo wab l e tolera nce b and a r ou nd t he refe re nce waveform. Th e co ntrolle r will  contin uou sly repe at this cy cle to maintai n  the  output load current within the hystere s is b and.   Unli ke othe r  high-fid e lity inverter  cont rol st rate gies, the  hysteresi s  co ntrolle r will operate  at a variable  switching freque ncy that  is sp read  a c ro ss the sp ectru m . The  instantan eo us   swit chin g freq uen cy  at any point on the current wave fo rm ca n be predicte d  by [14]:                   ( 6 )     Whe r e    is the dc bu s voltage,   is the inst antane ou s voltage of  reference cu rrent sign al, L   is the  loa d  in ducta nce, an d h i s  the  wi dth of th e hy stere s i s   band . As  refle c ted  in Eq uation   (6),   the hysteresi s  inverte r  wil l  swit ch fast er at  poi nts  in the cycl e  whe r e the  re feren c e  cu rre nt  rea c he s its maximum and minimum values and switch much slo w er whe n     is close to zero in   magnitud e . A  larger loa d  i ndu ctan ce  wi ll allo w th e  i n verter to  switch at  a l o wer frequ en cy to  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 15, No. 2, August 2015 :  217 –  228   222 maintain the  curre n t within  the same hy stere s i s  ban d .  Since   will diverge to infini ty if L is equal   to ze ro, th ere  mu st be  som e  ind u cta n ce  pre s ent i n  the  load  for th e  hystere s i s -co n trolled  inve rter  to work. Th e swit chin g fre quen cy is  al so inversely p r opo r tion al to . The inverter will switch  at  highe r rate s o v erall to achi eve a highe r fidelity out put curre n t within  a smalle r hystere s i s  ban d .   Figure 4  sho w s  a HCC for a sin g le  pha se VSI. Assu me the VSI te rminal volta g e  V co nne cts  to a  sinu soi dal vol t age  sou r ce  e thro ugh  an   equivalent i n ducta n ce L  a n d resi stan ce  R. If we  wan t  to   control o u tpu t  current i  to  track  a cert ain refere nce  cu rre nt i*, a c cordi ng to  F i g. 4-a  we  h a ve   instanta neo u s  value eq uat ion as:                 ( 7 )     Whe n  the SO FC outp u t cu rre nt is equ al  to refere nce curre n t i * , the corre s po ndin g  equatio n wi ll  be:     ∗   ∗  ∗           ( 8 )     Whe r e V* is t he refe ren c e  VSI terminal voltage co rre s po ndin g  to i*. If we define  curre n t tracki ng  error  ∆ i = i - i*, it is clea r that whe n  R=0, we have:    ∆   ∗           ( 9 )     Whe r e VSI terminal voltag e V is:       1   0          ( 1 0 )     Whe r e  E i s  th e VSI d c  volt age  and  s th e solid -state   swit ch  statu s . Wh en   ∆ i is greater than  zero  and beyo nd the tolera nce, s is co ntrolle d to  be at lower level  s=0  and therefo r e (V-V * )<0 (n ote  the dc volta g e  sh ould  be b i g eno ugh fo r effe ctive cu rrent tra cki ng)  whi c h ma ke s    ∆ i to reduc e .  In  the sam e  wa y if  ∆ i<0 a n d  beyond th e  toleran c e,  s i s  controll ed t o  be at hi gh er-l evel s=1  and   therefo r e (V -V * )>0 which make s  ∆ i t o  incr ea se.  Th e co rre sp ond i ng hysteresi s  cu rr ent co n t rol  block dia g ra m is sh own in  Figure 4.         (a)  (b)     Figure 4. s i ngle phas e  VSI and HCC      4. Contr o l and Coordina ti on Scheme   4.1. MPPT Algorithm   In [15] a  sim p le hyb r id  m e thod  ha s b een  pro p o s e d  for MPPT  of sol a r arra ys. Thi s   algorith m  con s ist s  of two  st age s; the first one i s  to e s timate the volt age of m a ximum po we r poi nt  (V MP P ) and th e second i s  to track the exact maximu m  powe r  point usin g the cla ssi c Pertu r bat ion  and O b servat ion (P&O ) wit h  a sm all am plitude a nd fr eque ncy of p e rturbation s. In the first  sta ge,  V MPP  is cal c ul ated u s ing E quation  (5 ) which i s  a  lin e a r e quation  i n  term s of te mperature.  Using   that method, there i s  no n eed to disco n nect the  sola r panel in o r d e r to mea s u r e the open  ci rcuit  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Powe r Co ntro l of High Pen e tration PV in Di strib u tion  Network (Sa m an Hosseini  Hem a ti)  223 voltage. Thi s  method  ha s lowe r  power oscillati on s  and hi ghe r e fficiency  also  better tracki ng   perfo rman ce i n  rapid  cha n g e s of light intensity and te mperature.   In this  se ctio n, an im prov ed hyb r id m e thod for MPP T  will  be  pro posed. In thi s  method  instea d of  ca lculatin g V MP P , the cu rrent  of the m a ximum p o we r  point (I MP P ) is cal c ulate d .  This  lead s to an improve d  efficiency an d hig her a c curacy  [16]. The overall algo rithm  of the improv ed   hybrid MPPT  method ha s been sh own  in Figure 5.  The relation  between o u tput current a n d   voltage of PV array ha s be en sho w n in  Equation  (1).  In this eq uati on, three  pa rameters of ‘a’ ,  R S   and R P  a r e  n o t given by t he ma nufa c ture r. In data s he et of a  given PV array  there  is  usu a lly  three pi nts of  V-I cha r a c teristics given  b y  the  manufa c ture r whi c h are sho r t  ci rcuit  curre n t,  open   circuit voltag e and volta g e  and  cu rre n t of maximum po we r p o int in sta n d a rd atm o sph e ric  con d ition of 1000 w/m 2 and  25 ° C. By substituting these three poi nt s in Equation (12) an d solvi ng  set of equatio ns of (1 ) thre e para m eters of ‘a’, R S  and R P  will be determined.      ,, ,, , , ,, ,, , ,, ,, , , exp ( ) 1 0e x p ( ) 1 , , ex p( ) 1 SC n S SC n S SC n P V n O n Tn P OC n O C n P Vn O n S P Tn P MP P n S M P P n S MP P n P V n O n Tn P IR IR II I aV R VV II a R R aV R IR IR II I aV R                  ( 1 1 )     To estimate the maximum  powe r  point curre n t in each atmo sph e r ic conditio n  we nee d   the sho r t circuit current in  that atmosp heri c  co nditio n . In previou s  method s, the mea s ure m en t  wa s d one  by  disco nne ctin g the l oad  a c tually sh ort  ci rcuitin g  the  t e rmin als of t he p anel. In  this   proposed M PPT method, the shor t circuit current will be cal c ulated using mathemati c al  equatio ns  an d mea s u r em ent of outp u t  voltage an d  current of PV.  The in stanta n eou s value s   o f   voltage, current an d temp eratu r e  of the solar pa nel  are  mea s u r e d  and  I PV  in  whi c h i s  the   only  variable  de p ende nt on li ght inten s ity in an d al so  to tempe r at ure  will  be  cal c ulate d  u s ing   Equation  (1 2). In this  equ a t ion, V T  and   I O  whi c h  are  tempe r ature d epen dent  are  upd ated  usi n g     tS VN K T q  and Equatio n (3).       e xp( ) 1 SS PV O TP VI R V I R II I aV R              ( 1 2 )     Knowin g I PV ,  the nonlin ear Equation (12 )  will be  solv ed iteratively to calculate I SC . This   iterative equa tion will be re peated m ti mes an d in each iteration, I SC  of the previous iteration  will  be sub s tituted (Equ ation  (13 )). After  m iteration  I SC  no long er varie s  which is in dicative of   conve r ge nce  of the short  circuit curr e n t. ‘m' is a small integer  becau se I PV ,  whi c h is the  first  estimation of I SC , is very cl ose to it. In o t her  words i n  a few ite r ati ons I SC  will  b e  found  with  a n   accepta b le a pproxim ation.       ,1 ,, ,1 ,1 e xp( ) 1 1 , 2 , ... , SC P V SC m S S C m S SC m P V O TP SC S C m II IR I R II I aV R mm I I            ( 1 3 )     In the pro p o s ed metho d , the fine tunin g  loop is  used  to corre c t the  cal c ulation  o f  the I SC   to compe n sate the effect of the measu r e m ent er ror a n d  possibl e model mismatch of solar p a n e l.  In this meth o d , In ca se  of small va riatio ns of tem perature  and I PV , the fine tunin g  loop  re gulat es  output p o we r.  Since  I PV  varies  with  radia t ion inten s ity, it can  be  infe rre d that the  fine tunin g  lo o p   will be run  when atmo sp h e ric  co ndition s are ap prox i m ately con s t ant. Con s eq u ently beca u se in   rapid  cha nge s of atmosp h e ric  con d ition s  the fi ne tuning loop i s  not run, the amplitude of  the  perturbations of the P&O  algorithm  does not need  to be great  whi c h will in  turn will resul t  i n   small vari atio ns of po wer i n  steady stat e con d ition s  arou nd the o p timal value.  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 15, No. 2, August 2015 :  217 –  228   224     Figure 5. The  flowch art of the pro p o s ed  MPPT metho d       4.2. DC Link  Voltage Con t rol   The ove r all al gorithm  of the DC lin k voltage  c ontrol st rategy ha s b een  sho w n in  fig (6).   This alg o rith m con s ist s  o f  two main mode s. One  mode is when the PV gene r ate s  po wer  (P PV >P min ).This p o wer  will  be  delivere d  to the  ne t w ork th ro ugh  the  Hystere s is Controll e d   Inverter. The  other m ode i s  whe n  the po wer  gen erate d  by the PV is le ss th an th e thre shol d P min .  In both mod e s , V DC  must  be greate r  th an V min  in order to h a ve  a sati sfacto ry  operation of  th e   inverter.   In the first m ode, the ge n e rated  po wer of the PV is delivere d  to the DC lin k throug h a  boo st co nvert e r. When V DC  is le ss th an t he thre sh old  (V DC-min ), accordin g to the  control  strate gy  the po wer  of the PV is fed  to the DC lin k to mainta i n  in acce ptabl e ran g e. In th is situ ation, the  power  delivered to P g  is  ze ro, in oth e r  word s the  po wer of the  PV is solely d edicated to  cha r g e   the capa citor  of the  DC lin k. In a  situatio n whe r e V DC  is  gr ea te r  than  V DC-min  a po rtion  of the P PV   is used to  charge the  capacitor  and the rest will  be de livered to  the grid through the invert er.  Whe n  V DC  reach e s maxim u m allowable  voltage V DC-m a x , the power of the PV is a ll fed to the grid.  Whe n  V DC  is  betwe en V DC-min  and V DC-ma x  there is a li near  rel a tion ship bet wee n  the po we r u s e d   to charge the  cap a cito r and  the V DC-ma x -V DC .         Figure 6. The  overal algo rit h m  of the DC link voltage control     Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Powe r Co ntro l of High Pen e tration PV in Di strib u tion  Network (Sa m an Hosseini  Hem a ti)  225 4.3. Safe Op eration Zo ne  (SOZ)  In this pa pe r, we a s sume  that the no minal  voltage  of the di stri bution n e two r k i s  the   voltage which  is me asure d  in ze ro  pen e t ration level.  Any highe r voltage i s  ove r voltage an d a n y  lowe r voltage  is und ervolt age. The mi crog rid in  this research  co mpri se s of a  PV power  plant  with b o o s t co nverter an d h y stere s iscu rrent controll ed  inverte r  a nd  a DC li nk an d  also a  con s tant  load. This mi cro g ri d is con necte d to the grid  via an O n -loa d Tap  Changi ng tran sformer  (OL T C).   The traditio n a l distri bution  system h a s  been  d e si gn ed as  a unid i rectio nal p o w er flo w   netwo rk. A s   more  and  m o re  distri bute d  re ne wable  sou r ce s a r e  con n e c ted t o  the g r id, t he  origin al unidi rection a l network  will be  chang ed towa rd the bi dire ctional network in the future.  This chan ge  bring s  utility operation issues  su ch  as the voltage rise p r obl em  cau s ed by the   reverse power flow from the di stributed renewable energy generat ion. Figure 7 illu stratesthe one  line dia g ram  of the  simplifi ed di strib u tio n  net wo rk. Th ere i s   a di stri buted  gene ra tor conn ecte d  to   the load si de.  The gene rat o r voltage V G  can b e  app ro ximately expressed in:                 ( 1 4 )     Whe r e V 2  i s   the su bstatio n  se co nda ry  bus volta ge,  X is the fe ed er lin e re act ance an d R  is   feeder line  re sista n ce. P G a nd Q G   are th e re al a nd  re active p o wer provid ed  by the g ene rat o r,  r e spec tively. P L  and Q L  are  the real and  rea c tive power co nsume d  by the load.      Figure 7. One  line diagram  of  a typical grid con n e c ted  DG       Equation (14 )  sho w s th at the gen erator  voltage  may  be high er tha n  the upp er-li m it if th e   netwo rk X/R  ratio is  relatively low and t here i s  a  si gn ificant reve rse power flo w . One solution  is  that the g e n e rato rs can  absorb  a  rel a tively la rge   rea c tiv e  po w e r to  co mpe n sate  the  re v e rse   power flo w .  The alte rn ative solutio n  is th at th e su bstatio n  se con d a r y voltage can  be  corre s p ondin g ly controll ed  or the real p o we r inje ction  to the grid ca n be de cre a sed.  Currently,  standards such as  IEEE 1547 and  UL1741 state that t he PV invert er “shall  not actively regulate the voltage  at the PCC.” Th erefor e, PV syste m s are desi g ned to ope rat e  at  unity powe r  factor  (i.e., provide only active pow er) b e ca use this condition  will produ ce the m o st   real p o wer a n d  ene rgy. Thi s  limitation i s  a matte r of a g ree m ent in st ead of a te ch nical o ne; ma ny  inverters h a ve the capa bil i ty of  providing re active p o we r to the  grid in  additi on to the a c t i ve  power ge nera t ed by their PV cells. The a m ount of rea c tive powe r  ( Q ) availabl e from the inverter   depe nd s o n  it s  rating s  ( S )  and th e a c tive po we r  ( Ppv )  sup p lied  by  the PV a rray.  Co nsequ ently,  the inverter  can use its ent ire ratin g  to supply  Q  if  Ppv   equ als  ze ro  (there i s  no  sun ) , and at the   other extre m e, it has no  Q  capability if  Ppv   eq ual s  S . Some  Q  capability can  al ways be retai ned  by over-sizin g the inverter. In addition to the c ontinu ous rea c tive power supp o r t, inverters  can  operate very fast (millise c on ds to micro s e c o n d s  with high switchi ng freq uen cy inverters)  comp ared to cap a cito rs, which  can  cau s e swit chin g transi ents.    In this pa per,  a safe  ope ration zone  (SOZ)  will be  determi ned  according to  the load,   impeda nce of  grid  a nd tran sform e rs. SO Z is the  zo ne  in  whi c h  accordin g to  no minal i rra dian ce   and temp erature  con d ition s  of a  certai n  geog rap h ic   site, load level  and g r id  cha r acte ri stics, the  devise d  pen e t ration level would not cau s e ov er voltag es ab ove the ANSI standa rds.       5. Simulation and Discu ssions   5.1. Sy stem  Des c ription   The mo del of  PV array ha s be en p r e s e n ted in  se ctio n 3. The  PV array is  con n e cted to   th e  in ve r t er  via  a  bo os t c onve r te r .  A  c a pa c i to r is   co nn ected to  the  output  of the  boo st co nvert e r  to provid e tra n sie n t ene rgy  storage  ca p ability. A hy stere s is control l ed inve rter  conne cts  DC li nk  to the PCC via a RL filter. Distrib u tion netwo rk  lin es are simul a te d as RL imp edan ce s whi c h   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 15, No. 2, August 2015 :  217 –  228   226 con n e c t grid  voltage sou r ce to the OLTC. A schem at ic of the overall powe r  sy stems is  sho w n  in   Figure 8.          Figure 8. The  block diag ra m of the grid co n n e c ted ph otovoltaic po wer pl ant with  high  penetration le vel      5.2. Simulati on Results  Different  leve ls of  pen etrati on fo r the  gri d -conn ecte d power plant h a ve  be en sim u lated.  Figure 9 sho w s g r id, PV and load po we r in kilo watts for 100kw no minal load. In Figure 9(a) the   PV Penetration Level (PL )  is 10.2% and  PV generate s  10.5  kw. Th e voltage of p o int of comm on   cou p ling is 3 85.3 in whi c h  has 1.3% overvoltage.  In Figure 9(b )  the penetration  level of PV has  been in crea sed to 21%. The voltage  of PCC is 3 91.3 volts which i s  2.9% higher tha n  th e   nominal  voltage  of 38 0v but it i s  i n   the pe rmitted  ra nge  a c cording to  g r id  stand ard s . T h e   penetration le vel in Figure  9(c) i s  42% a nd voltage  of  PCC i s  40 3  volts. The ov ervoltage i n  this  PL is 6%  whi c h i s  un acce ptable. As  ca n be  see n , in  highe r pe net r ation level s ,  the amou nt of  load is al so h i gher  sin c e the effective voltage on load  terminals i s  highe r . Figure 10 sho w s the  same  simul a tion for 70 kw loadin g . As ca n be seen,  in  lowe r loadi ng s, (he r e 7 0 kw) the maximu m  allowable pe n e tration level  increa se s. Fi gure 1 1  sh ows this in g r eat er detail s .        Figure 9. Grid , load and PV powe r s fo r di fferent penet ration levels a nd their corre s po ndin g   voltages of PCC  with nomi nal loadin g  of  100kw  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.