Assesssing the impact of renewable energy penetration on low-voltage grids

The increasing penetration of renewable energy sources (RES) in low-voltage (LV) grids presents operational challenges, including voltage deviations, line loading variations, increased line losses, and reverse power flows. This study evaluates the impact of varying RES penetration levels using Time-Series Power Flow (TS PF) analysis on a real-world LV network. A scalable Python-based simulation framework was developed to automate power flow calculations and facilitate Hosting Capacity (HC) assessment, enabling flexible application to different grid configurations. Results indicate that 60% HC is the optimal level, balancing self-sufficiency, voltage stability, and minimal operational constraints. Higher HC levels (80%–100%) introduce overvoltage risks, increased line losses, and excessive energy exports, particularly during peak solar generation periods. Seasonal analysis reveals that PV integration significantly reduces grid imports in summer, but its impact during winter peak demand remains limited, necessitating additional flexibility measures. To mitigate operational challenges, this study recommends voltage regulation mechanisms, more optimized RES placement, and demand-side flexibility. Additionally, Renewable Energy Community (CER) participation could enhance grid stability by aligning consumption with generation. The developed scalable and adaptable Python-based framework provides a systematic approach for RES integration assessment, making it suitable for analyzing different LV grids with minimal modifications. Future research should incorporate economic feasibility analysis, explore real-time control strategies, and investigate hybrid energy systems to further enhance grid resilience and operational efficiency in high-RES scenarios.

La crescente penetrazione delle fonti di energia rinnovabile (FER) nelle reti a bassa tensione (BT) presenta sfide operative, tra cui deviazioni di tensione, variazioni del carico di linea, maggiori perdite di linea e flussi di potenza inversi. Questo studio valuta l'impatto dei diversi livelli di penetrazione delle fonti rinnovabili utilizzando l'analisi del flusso di potenza in serie temporali (TS PF) su una rete BT reale. È stato sviluppato un framework di simulazione scalabile basato su Python per automatizzare i calcoli del flusso di potenza e facilitare la valutazione della capacità di hosting (HC), consentendo un'applicazione flessibile a diverse configurazioni di rete. I risultati indicano che il 60% di HC è il livello ottimale, che bilancia autosufficienza, stabilità della tensione e vincoli operativi minimi. Livelli di HC più elevati (80%–100%) comportano rischi di sovratensione, maggiori perdite di linea ed esportazioni eccessive di energia, soprattutto durante i periodi di picco della produzione solare. L'analisi stagionale rivela che l'integrazione del fotovoltaico riduce significativamente le importazioni dalla rete in estate, ma il suo impatto durante i picchi di domanda invernali rimane limitato, rendendo necessarie ulteriori misure di flessibilità. Per attenuare le sfide operative, questo studio raccomanda meccanismi di regolazione della tensione, un posizionamento più ottimizzato delle energie rinnovabili e flessibilità dal lato della domanda. Inoltre, la partecipazione della comunità per l'energia rinnovabile (REC) potrebbe migliorare la stabilità della rete allineando il consumo alla produzione. Il framework basato su Python, scalabile e adattabile, sviluppato fornisce un approccio sistematico per la valutazione dell'integrazione delle energie rinnovabili, rendendolo adatto all'analisi di diverse reti BT con modifiche minime. La ricerca futura dovrebbe integrare l'analisi di fattibilità economica, esplorare strategie di controllo in tempo reale e studiare sistemi energetici ibridi per migliorare ulteriormente la resilienza della rete e l'efficienza operativa in scenari ad alto contenuto di energia rinnovabile.