Resumen de Protection Scheme for Optimal Allocation of Green Distributed Generation in Iraqi Distribution Grid
- español
La integración de la generación distribuida renovable (GDG) en las redes de distribución (DN) se formuló en respuesta a una mayor eficiencia operativa y a consideraciones de sostenibilidad. Tras la penetración de la GDG, se produjeron alteraciones significativas en características eléctricas importantes, como la corriente de cortocircuito, la corriente de arranque, el perfil de tensión, las pérdidas de potencia y la dirección del flujo de potencia; aumentando la complejidad del diseño del esquema de protección.
En este contexto, se llevó a cabo una investigación exhaustiva para determinar la ubicación, cantidad y capacidad óptimas de las penetraciones de la Generación Distribuida Fotovoltaica (PV-GDG) dentro de las DN. El estudio utilizó la técnica de optimización por enjambre de partículas (PSO) y la metodología Newton-Raphson (NR). Además, se han determinado los umbrales térmicos para el funcionamiento de los equipos eléctricos dentro del DN. También, se realizan cálculos para las corrientes de fallo previstas, con el fin de establecer la configuración y coordinación óptimas de los dispositivos de protección (DP) primarios y de reserva empleados en el DN.
Se empleó el sistema de pruebas IEEE 33-bus para validar la precisión de los algoritmos y los resultados del programa sobre flujo de potencia, optimización, Factor Límite Térmico (TLF), análisis de cortocircuitos y Curva de Características TiempoCorriente (TCCC) frente a resultados comparables. El proceso ha sido implementado en una simulación práctica y los resultados de la investigación utilizando la red de 11 kV y 0,416 kV usando MATLAB 2022b para la implementación del método de optimización y los cálculos TLF. CYMDist 9.04, por su parte, sirvió de herramienta para la simulación de redes eléctricas. Facilitó la determinación de los resultados del flujo de potencia y de las corrientes de cortocircuito, incluyendo funciones de análisis de coordinación para la representación del TCCC. Este análisis estaba supeditado a los parámetros de las PD, garantizando la robustez y el reajuste adecuado para lograr un funcionamiento óptimo sin intersecciones temporales. Además, el programa PVsyst desempeñó un papel importante en el diseño del PV-GDG para mejorar la precisión de todos los análisis y resultados de la red de distribución iraquí en Bagdad como caso de estudio real.
Los resultados del estudio indican que la integración de 4 MW ya sea en un bus óptimamente centralizado de 11 kV o disperso cerca de puntos de carga de consumo de 0,416 kV en la red de alimentación, altera elementos eléctricos críticos. Durante la luz diurna de la Hora de Máximo Sol (PSH), las pérdidas de potencia activa disminuyen (del 9,3% al 40,75%), y el perfil de tensión mejora (del 3,1% al 14,1%).
Además, el ajuste de los parámetros (TD, PS, DT, CM y TM) en la nueva configuración y coordinación permite seguir utilizando las mismas PD sin necesidad de sustituirlas.
Esto respalda la aplicación de una estrategia de protección resistente eficaz tanto antes como después de integrar PV-GDG en el DN.
- English
The integration of green Distributed Generation (GDG) with Distribution Networks (DNs) was formulated in response to heightened operational efficiency and sustainability considerations. Following the penetration of GDG, significant alterations occurred in important electrical features, such as short-circuit current, pick-up current, voltage profile, power losses, and power flow direction. Therefore, this embedded increased the complexity of the protection scheme design.
In the context of this research, a comprehensive investigation to determine the optimal location, quantity, and capacity of Photovoltaic-Green Distributed Generation (PVGDG) penetrations within DN. The study used the particle swarm optimization (PSO) technique and the Newton-Raphson (NR) methodology for case studies. Furthermore, ascertain the thermal thresholds for electrical equipment functioning within the DN.
Additionally, conduct computations for anticipated fault currents, aiming to establish optimal setting and coordination for both primary and backup Protective Devices (PDs) employed in the DN.
The IEEE 33-bus test system was employed to validate the accuracy of the algorithms and program results about power flow, optimization, Thermal Limit Factor (TLF), short circuit analysis, and the Time-Current Characteristics Curve (TCCC) against comparable outcomes. Furthermore, the practical application of the research process and findings was simulated using the 11 kV and 0.416 kV of the Iraq-Baghdad distribution network as a real-world case study.
MATLAB 2022b was utilized for the implementation of optimization method and TLF calculations. CYMDist 9.04, on the other hand, served as the tool for simulating electrical networks. It facilitated the determination of power flow outcomes, and short circuit currents, including coordination analysis features for the representation of the TCCC. This analysis was contingent upon PDs parameters, ensuring robustness and appropriate resetting to achieve optimal operation without temporal intersections.
Besides, the PVsyst program played an important role in designing the PV-GDG for enhanced precision in all analyses and results.
The study findings indicate that integration 4 MW, whether at an optimally centralized bus of 11 kV or dispersed near 0.416 kV consumer load points in the feeder network, alters critical electrical elements. During daylight of Peak Sun Hour (PSH), active power losses decrease (9.3% to 40.75%), and voltage profile improves (3.1% to 14.1%).
Additionally, adjusting parameters (TD, PS, DT, CM, and TM) in the new setting and coordination allows continued use of the same PDs without replacement. This supports the implementation of a resilient protection strategy effective both before and after embedding PV-GDG within the DN.
