CC BY
19
УДК 621.316
^к 10.20998/2074-272Х.2019.2.08
В.В. Кирик, О.С. Богомолова
ОБГРУНТУВАННЯ ОПТИМАЛЬНОГО М1СЦЯ П1ДКЛЮЧЕННЯ ДЖЕРЕЛА РОЗОСЕРЕДЖЕНОГО ГЕНЕРУВАННЯ ТА ЗНАЧЕННЯ ЙОГО ПОТУЖНОСТ1
Розглянуто шдхгд до визначення потужност1 джерела розосередженого генерування (ДРГ) та оптимального мкця його шдключення для забезпечення мштального значения втрат активноТ потужностг в замкненш електричнш мережi напругою 110 кВ. Виконано анажз вплыву потужност1 сонячноТ електростанци на режимш параметры мере-ж1 Запропоновано критерш визначення значення потужност1 ДРГ в вузлах можливого тдключення. Розроблено рекомендаци до визначення оптимального вузла шдключення джерела розосередженого генераци вiдповiдно'Т потужностг. Бiбл. 8, табл. 3, рис. 5.
Ключовi слова: джерела розподшено!" генераци, потокорозподш, коефщент завантаження трансформатора, втрати потужноси, напруга, сонячна електростанщя .
Рассмотрен подход к определению мощности источника рассредоточенной генерации (ИРГ) и оптимального его подключения для обеспечения минимального значения потерь активной мощности в замкнутой электрической сети напряжением 110 кВ. Выполнен анализ влияния мощности солнечной электростанции на режимные параметры сети. Предложен критерий определения значения мощность ИРГ в узлах возможного подключения. Разработаны рекомендации к определению оптимального узла подключения источника рассредоточенного генерации соответствующей мощности. Библ. 8, табл. 3, рис. 5.
Ключевые слова: источники распределенной генерации, потокораспределение, коэффициент загрузки трансформатора, потери мощности, напряжение, солнечная электростанция.
Вступ. В об'еднанш енергосистемi Укра!ни, яка е системо утворюючою галуззю, вщбуваються досить сутт^ змши. Централiзований споаб функцюнуван-ня електроенергетично! системи вичерпав сво! резер-ви. Затратно-екстенсивний принцип сировинно! (пе-редуам вуглецевi та уранов^ енергетики привiв га-лузь до неввдворотно зростаючих витрат на пвдтри-мання параметрiв електрообладнання i мереж в межах !х експлуатацшно! надiйностi.
Позитивш змiни в розвитку традицшно! енергетики безперечно на мшмальнш меж1 i подальше функцiонування може проходити в напрямку: остаточного розвалення та досягнення точки невщнов-лення i руйнування енергосистеми; або у напрямку яшсного переформатування структури та фшософп функцiонування електроенергетики, орiентацiя на безресурсну генерацiю вiдновлювальних джерел енергп (ВДЕ) на принципах вiртуалiзащ!, з впрова-дженням самокерованих на локальних рiвнях «розу-мних мережа», з розбудовою розподшьних мереж на основi впровадження нових рiвнiв напруг для змен-шення втрат потужностi, удосконаленням та розвит-ком топологи мереж.
Свгговий досввд показуе, що зi збiльшенням час-тки розподшено! генераци, в тому числ i на основi ввдновлюваних джерел енергп, виникае необхвдшсть вирiшення ряду проблем: стохастичного характеру виробництва електроенергп, забезпечення надшно! роботи об'ектiв розподшено! генераци (РГ) у складi електроенергетично! системи зi змiною пiдходiв до режимно-технологiчного проектування, планування i управлiння нею, регулювання частоти та напруги об'ектами РГ, забезпечення надшносп i якостi елект-ропостачання споживачiв, забезпечення стшко! роботи джерел розосередженого генерування (ДРГ). В Укра!ш щ проблеми пов'язаш, з одного боку, зi станом, експлуатащею та особливостями побудови елек-тричних мереж, з шшого - особливостями функцюну-вання самого ДРГ в нормальних i аваршних умовах.
Введення ДРГ мае суттевий вплив на роботу ОЕС i вимагае скоординовано! роботи системних операторiв магiстральних, районних та розподiльних мереж при плануванш та монiторингу режимiв роботи в реальному час [1].
Ще однiею проблемою, яка виникае на еташ проектування, являеться вибiр оптимального мiсця тдключення ДРГ до електрично! мереш, оскiльки даний фактор значно впливае на втрати потужносп в мереж! в цшому. Бажання споживача щодо введення потуж-ностi ДРГ не завжди спiвпадають з технiчним можли-востями мереж1. Рiзниця м1ж втратами потужносп, у випадку, коли ДРГ пвдключено в найбiльш оптимальному, i найменш оптимальному вузлах, може переви-щувати 10 % [2].
В останш десятилiття багато авторiв запропо-нували новi методи оптимiзацп пошуку мiсця та потужностi джерела РГ. Дослщники [5] розглядали проблему пошуку мшця встановлення ДРГ викорис-товуючи генетичний алгоритм для мшiмiзацп потоку активно! потужностi по донках мережi. В роботi [6] поеднано два методу пошуку розмщення джерел з сумщенням генетичного алгоритму та iмiтацiйного мета-еврiстичного методу вiдбору. Автори [7] засто-сували алгоритм табу пошуку (локального пошуку) для одночасного пошуку мюця встановлення джерела РГ зi встановленням в мереж! джерела реактивно! потужностг В робот [8] запропонували метод опти-мiзацi! на основi колони мурах як заСб вирiшення пошуку мiсць та потужносп ДРГ. Для даного методу цшьова функцiя мiнiмiзувалась виходячи iз загально! вартостi мереж1.
Однак визначення оптимального мюця встановлення та потужносп джерел ДРГ е не до шнця досль дженим питання, адже замiсть очiкуваного покращен-ня параметрiв електрично! мереж1 у багатьох випад-ках спостерiгаеться !х попршення. У зв'язку з цим, в робот розглянуто двi важливi задачi при введеннi
© В.В. Кирик, О.С. Богомолова
ДРГ, а саме - пошук оптимально! потужносп та мiсця встановлення джерела.
Мета роботи полягае в обгрунтуванш вибору оптимального мiсця шдключення джерела розосере-дженого генерування та значения його потужносп для забезпечення мшмально! величини втрат активно! потужностi в мереж1.
У розподiльчих мережах зниження напруги вiд-буваеться вздовж напрямку електропостачання спо-живачiв, ввд головно! дiлянки лiнi! електропередачi (ЛЕП) до !! к1нця. Пiсля встановлення ДРГ в такш електричнiй мереж! вщбуваеться зниження наванта-ження живильного фщера, а напруга вздовж ЛЕП може зб!льшуватися. Важливими при цьому е коефь цiент потужностi ДРГ. Величина змши напруги зале-жить вщ мiсць встановлення ДРГ, !хньо! потужносп та со$ф (генерацiя або споживання) [3].
Слiд також зазначити, що активне та реактивне навантаження вузлiв змiнюеться з часом, що в свою чергу викликае певнi коливання рiвня напруги в мереж!. У напрямку ввд головно! д!лянки до к1нця ЛЕП коливання напруги, як правило, зб!льшуеться. Якщо навантаження сконцентровано в основному бiля кшця ЛЕП або вiддалено вiд балансуючого пункту, то рь вень напруги буде коливатися бшьш iнтенсивно [4].
Введення ДРГ в електричну мережу призводить до змши !! режимних параметрiв: вiдбуваеться пере-розподiл потужностей по ЛЕП i вiдповiдно змiна профшю напруги в мережi. Важливими при цьому е мюце, тобто вузол пвдключення ДРГ, та и потужшсть.
Встановлення ДРГ в замкненiй районнш елект-ричнiй мережi (РЕМ) зi випадковою змiною потужно-стi генерування може змшювати напрямок потоков потужносп. При попередньому визначеннi вузла пвд-ключення ДРГ та !! потужносп необхвдно враховува-ти три можливi ситуацi! щодо вузлового навантаження i потужностi ДРГ в районнш електричнш мереж1:
1. Власне навантаження кожного вузла в мереж1 бь льше або дорiвнюе вихiднiй потужносп ДРГ, пiдклю-чених до цього вузла.
2. В РЕМ юнуе щонайменше один вузол, де вихвдна потужнiсть ДРГ бiльша, шж власне навантаження цього вузла, але сумарна потужнiсть ДРГ дано! РЕМ у цшому менша, нiж !! сумарне навантаження.
3. В мереж1 юнуе щонайменше один вузол, де вихь дна потужшсть ДРГ бшьша, н1ж власне навантаження цього вузла i сумарна потужнiсть ДРГ дано! мереж! в цшому бшьша, шж Г! сумарне навантаження.
У першому випадку встановленi ДРГ в мережi будуть впливати на зменшення втрат потужносп в мереж! У другому випадку ДРГ можуть перманентно збшьшувати втрати потужносп у деяких ЛЕП мережi, але, в цшому, сумарш втрати потужносп в РЕМ знижуються. У третьому випадку сумарш втрати потужносп вие! мереж! будуть бшьше, шж до встановлення ДРГ.
Таким чином, встановлення ДРГ може як зб!ль-шувати, так i зменшувати втрати потужносп в РЕМ, що в основному залежить ввд вузл!в пвдключення в мереж1, потужносп ДРГ в мереж!, !хнього коефiцiента потужносп, а також ввд тополог!! мереж1.
Для обгрунтування дощльносп оптимального введення потужностi ДРГ у вузли замкнено! електри-чно! мереж1 розроблено стартап-проект, основною вдеею якого е розбудова iснуючо! електрично! мереж1 шляхом пiдключення до не! ново! шдстанцп з метою надання послуги з надiйного постачання електрично! енергп споживачам та порiвняння можливих схем шдключення п1дстанц^ до мереж1 з конкурентними варiантами, що мають схож! технiко-економiчнi пока-зники. Таким чином, проведеш розрахунки режимних параметрiв п'яти тестових 8-ми вузлових замкнутих мереж напругою 110 кВ рiзно! конф^рацп та вико-нано анал1з впливу джерел розподiленого генерування на режим роботи мереж! При цьому розглянуто варь анти гадключення ДРГ з можливою потужнiстю гене-рацй' в дiапазонi вiд 13 до 31 МВт з кроком 2 МВт для кожного з вузлiв схеми. У якосп умовного джерела розподшеного генерування обрано сонячну фотоелек-тричну станцiю (СЕС) при умовi прийнятних погод-них та територiальних факторiв !! функцiонування в мереж1, тобто розглянуто вплив генерацй на системш режимнi параметри, такi як напруга у вузлах та втрати потужносп в лiнiях, без врахування стохастичного характеру потужностi.
Аналiз режимних параметрiв виконувався в межах 80 усталених режимiв роботи, розрахованих в программному середовищi DigSilent Power Factory, для кожно! з п'яти електричних мереж.
На рис. 1 представлена одна iз п'яти схем електрично! мереж1, для яких виконувався аналiз режимних параметрiв при введенш розподiлено! генерацй' в вузли мереж!
В табл. 1 представлен значения номiнальних на-пруг та потужностей трансформаторiв, установлених в вузлах мереж1, представлено! схеми.
Таблиця 1
Параметри трансформатч^в у вузлах мереж!
№ вузла 1 2 3 4
Utr, кВ 110/35/10 110/35/10 110/35/10 110/35/10
Str, МВА 25 10 10 16
№ вузла 5 6 7 8
кВ 110/10 110/35/10 110/35/10 110/35/10
Str, МВА 10 16 10 16
В табл. 2 для вибiркових потужностей (13, 23 та 31 МВт) сонячно! електростанцп в вузлах мережi представленi розрахунковi рiвнi напруг при значен-нi напруги на рiвнi 115 кВ в балансуючому пунктi «0» (БП).
З табл. 2 видно, що змша потужносп генерацй в прийнятих межах не викликае понаднормативних ввдхилень напруги в вузлах в нормальному режим! а втрати в мереж1 внасл1док змши потошв потужиостi мають характернi змши.
На основi даних моделювання режимiв отримаиi наступнi графiчнi залежиостi активних (рис. 2) та реактивних (рис. 3) втрат потужносп ввд завантажен-ня траисформаторiв у вузлах мереж1, а також залеж-нiсть втрат активно! потужносп ввд потужиостi генерацй (рис. 4).
1-4 1-2
AC-70/11 AC-70/11
9,77 % 10,69%
Рис. 1. Розрахункова модель схеми електрично! мережi з ДРГ у першому Byani в програмному середовищi DigSilent Power
Factory
Таблиця 2
Значення напруги у вузлах схеми 110 кВ
PCEC Пункт, у якому тдключено СЕС Uu кВ U2, кВ U3, кВ U4, кВ U5, кВ U6, кВ U7, кВ U8, кВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0 МВт - 109.6 111.91 111.24 112.2 109.95 112.17 112.8 110.27
1 111.56 112.54 111.68 112.67 110.25 112.32 112.85 110.43
2 110.2 112.84 111.9 112.32 110.03 112.39 112.81 110.31
3 110.01 112.55 112.84 112.28 110.00 112.75 112.81 110.29
13 МВт 4 110.04 112.03 111.32 113 110.47 112.19 112.89 110.54
5 109.88 111.98 111.29 112.72 112.21 112.18 113.22 111.54
6 109.75 112.14 111.86 112.22 109.97 113.41 112.9 110.28
7 109.64 111.92 111.24 112.28 110.37 112.17 113.64 110.93
8 109.75 111.95 111.26 112.48 111.24 112.18 113.48 112.32
1 112.9 112.95 112 112.98 110.45 112.41 112.88 110.53
2 110.54 113.4 112.3 112.4 110.07 112.5 112.82 110.32
3 110.24 112.92 113.84 112.32 110.03 113.07 112.81 110.3
23 МВт 4 110.32 112.1 111.37 113.54 110.8 112.2 112.94 110.71
5 110.06 112.03 111.32 113.05 113.74 112.2 113.48 112.36
6 109.8 112.28 112.26 112.23 109.97 114.21 112.8 110.28
7 109.67 111.92 111.24 112.32 110.61 112.17 114.12 111.32
8 109.84 111.97 111.27 112.65 112.08 112.18 113.9 113.68
1 113.9 113.27 112.19 113.2 110.59 112.48 112.9 110.6
2 110.77 113.77 112.54 112.42 110.09 112.57 112.82 110.33
3 110.39 113.16 114.52 112.34 110.04 113.28 112.81 110.31
31 МВт 4 110.51 112.15 111.4 113.9 111.03 112.21 112.97 110.83
5 110.18 112.08 111.34 113.29 114.85 112.19 113.67 112.98
6 109.89 112.37 112.53 112.34 109.98 114.76 112.8 110.28
7 109.68 111.92 111.24 112.35 110.76 112.17 114.44 111.58
8 109.9 111.98 111.28 112.77 112.66 112.18 114.2 114.6
На рис. 2, 3 в першому вузлi спостертаеться не-характерний для шших вузлiв рiзкий спад криво! втрат потужносп. Такий характер криво! викликаний тим, що при найбшьшй потужностi трансформатора в даному пункп мереж1 (по лiнiях живлення вузла пе-ретiкають значнi потоки потужносп) при збiльшеннi потужностi СЕС вщбуваеться суттеве розвантаження
4С 6 7
4 3
2
—
It] *2
► Ров
Point 4 Point 5
i ► Point 7 Point S
*
трансформатора та зменшення поток1в потужност1 по лшях i, як наслщок, зниження втрат потужносп в них та тдвищення р1вня напруги у вузл1.
В табл. 3. представлено значения втрат активно! та реактивно! потужност1 в мереж1 при завантаженш трансформатор1в у вузлах для виб1ркових значень потужност1 СЕС.
и 20 7Î 16.1 1121 IS Jj'j 155 j.'JL' il 66 71 73.1 7125 11 S3.7Î 915 10121 107 112.73 111.! 11421 110
TrarBfoimej loidsig. %
Рис. 2. Залежтсть втрат активно1 потужносп ввд иавантажеиия трансформатора
li ÎÛ.7Î 3SJ С M К «3.75 Л$5 ','■>' -г,: 66 75 '2.1 7* :■', Г № «5 111 у. WJ 11175 ПН ' Il J 25
Transferts«! loadrig. %
Рис. 3. Залежтсть втрат реактивно1 потужносп в1д завантаження трансформатора
Таблиця 3
Втрати потужносп в мереж1 та завантаження трансформаторш
PCEC Пункт, у якому тдключено СЕС Втрати потужносп в схем1 Завантаження трансформаторш, %
МВт AQe, МВАр 1 2 3 4 5 6 7 8
0 МВт - 2.81 7.23 59.78 71.01 63.09 51.83 73.3 75 77.55 57.93
13 МВт 1 2.16 4.26 30.35 70.58 62.82 51.6 73.1 74.89 77.51 57.85
2 2.53 5.45 59.43 41.42 62.69 51.77 73.3 74.84 77.54 57.91
3 2.47 5.82 59.54 70.57 51.75 51.79 73.3 74.58 77.54 57.92
4 2.57 5.65 59.53 70.93 63.04 29.65 73 74.96 77.48 57.78
5 2.29 5.27 59.62 70.96 63.06 51.58 16.6 74.99 77.23 57.23
6 2.58 4.72 59.69 70.85 62.71 51.82 73.3 36.68 77.54 57.93
7 2.59 5.54 59.75 71.01 63.09 51.79 73.0 75 41.31 57.57
8 2.33 4.99 59.69 70.99 63.07 51.69 72.4 75 77.03 26.6
23 МВт 1 1.93 3.54 29.63 70.29 62.64 51.46 73 74.82 77.5 57.79
2 2.43 6.68 59.23 86.15 62.46 51.74 73.3 74.75 77.53 57.9
3 2.42 7.32 59.41 70.31 95.57 51.77 73.3 74.34 77.54 57.92
4 2.48 6.15 59.36 70.88 63 58 72.7 74.97 77.44 57.89
5 2.23 5.37 59.5 70.93 63.04 51.42 68.3 74.98 77 56.78
6 2.52 4.75 59.64 70.75 62.48 51.81 73.3 48.64 77.54 57.93
7 2.53 6.83 59.74 71 63.1 51.77 72.9 75 85.95 57.35
8 2.2 5.28 59.64 70.1 63.07 51.61 71.9 74.99 76.72 51.61
31 МВт 1 1.9 3.76 44.19 70.08 62.52 51.35 72.9 74.77 77.47 57.75
2 2.42 8.95 59.1 120.06 62.31 51.72 73.2 74.71 77.53 57.9
3 2.48 9.77 59.32 70.15 128.7 51.76 73.3 74.19 77.54 57.91
4 2.47 7.45 59.25 70.84 62.99 79.96 72.6 74.97 77.42 57.62
5 2.36 6.28 59.44 70.91 63.03 51.31 111.1 74.98 76.89 56.46
6 2.54 5.76 59.61 70.69 82.32 51.81 73.3 70.79 77.55 57.93
7 2.53 9.13 59.74 71 68.08 51.76 72.8 75 119.81 27.21
8 2.23 6.52 59.61 70.96 63.06 51.56 71.5 74.99 76.5 73.38
За наявносп в мереж1 СЕС, втрати активно! потужносп знижуються з1 збшьшенням потужносп генераци, за виключенням найбшьш вщдалених вузл1в в1д балансуючого пункту БП «0», в яких зменшення втрат мае м1сце приблизно до 60 % завантаження трансформатор1в. При значних перева-нтаженнях трансформатор1в (до 130 %) мае мкце збшьшення втрат реактивно! потужносп в пор1в-няння з втратами в мереж1 без потужносп СЕС.
Залежтсть активних втрат потужносп в мереж1 в1д завантаження трансформатор1в мае нелшшний характер. Для кожного вузла при одному значенш завантаження трансформатора активш втрати в1дрь зняються. При нижчому коефщенп завантаження мають м1сце менш1 втрати реактивно! потужносп. При шдвищенш завантаження трансформатор1в швидшсть збшьшення реактивних втрат вища, шж активних.
Ge«f*kn,MW
Рис. 4. Залежтстъ втрат aKrnBHOï потужностi вiд потужностi генерaцiï
Незалежно ввд мюця шдключення i потужносп генераци СЕС втрати активно! потужносп в мереж! однозначно знижуються в пор!внянш з втратами в мереж! без введення СЕС. В представленш на рис. 1 мереж! маемо два вузли 1 та 5, в яких спостертаеться потокорозподш потужносп, тобто потоки потужносп по лш!ях, як! живлять вузли, направлен! до них вщ балансуючого пункту.
В вузл 1 навантаження найб!льше в пор!внянш з шшими вузлами i складае 21 % ввд навантаження мереж! (рис. 5). При цьому оптимальна потужшсть генераци СЕС, яка може бути введена у вузол, повинна становити приблизно 29 МВт при втратах потужносп на р!вш AS = 1.89 - /3.64 МВА, значення яких е найменшим в пор!внянш з втратами при пвдключенш СЕС в шш! вузли. В розрахунковому режим! без введення генераци в мереж! втрати потужносп знахо-дяться на р!вш AS = 2.81 - /7.23 МВА.
У вузл! 5 навантаження складае 10.2 % ввд сума-рного навантаження в мереж!. Оптимальна потуж-н!сть генерац!! СЕС, яка може бути введена у вузол 5, повинна становити приблизно 19 МВт, при цьому втрати потужност! будуть знаходитися на р!вн! AS = 2.22 -/5.18 МВА.
21% 109.6 1
10.5% 111.9
12%
Рис. 5. Схема eneKTpK4Hoï мережi 110 кВ з коефщентами потокорозподшу потужностi
Таким чином, для дослвджуваних восьмивузло-вих замкнених мереж напругою 110 кВ виявлена за-коном1ршсть, яка пвдтверджуе, що оптимальним вуз-лом для шдключення ДРГ е вузол, в якому мае м1сце потокорозподш потужносп. При наявносп декшькох таких вузл1в у мереж1 оптимальним з них для подключения е вузол з максимальним навантаженням. Оптимальна потужшсть СЕС у вузл1 не повинна перевищу-вати 110 % потужносп установленого трансформатора. Висновки.
Оптимальним м1сцем пвдключення джерела роз-осередженого генерування в замкненш електричнш мереж1 напругою 110 кВ, для забезпечення мшмаль-ного значення втрат активно! потужносп, можна вва-жати вузол потокорозпод1лу потужност1 з найб1ль-шою часткою його струму ввд балансуючого пункту.
За оптимальне значення потужносп ДРГ у ви-значеному вузл1 можна прийняти потужшсть, що перевищуе не б1льше н1ж на 10 % сумарну потужшсть установлених в ньому трансформатор1в.
Запропонований шдхвд дасть змогу виконати по-передню ощнку мюця встановлення ДРГ та значення il потужносп не витрачаючи для цього занадто часу для виконання великих об'ем1в багатовар1антних розрахуншв режим1в роботи мереж1.
СПИСОК ШТЕРАТУРИ
1. Pepermans G., Driesen J., Haeseldonckx D., Belmans R., D'haeseleer W. Distributed generation: definition, benefits and issues // Energy Policy. - 2005. - vol.33. - no.6. - pp. 787-798. doi: 10.1016/j.enpol.2003.10.004.
2. Кириленко О.В., Павловський В.В., Лук'яненко Л.М. Техшчш аспекти впровадження джерел розподiлеиоï генераци в електричних мережах // Техтчна електродинамжа. -2011. - №1. - С. 46-53.
3. Haesen E., Espinoza M., Pluymers B., Goethals I., Thong V.V., Driesen J., Belmans R., De Moor B. Optimal placement and sizing of distributed generator units using genetic optimization algorithms // Electrical Power Quality and Utilisation. -2005. - vol.11. - iss.1. - pp. 97-104.
4. Gandomkar M., Vakilian M., Ehsan M. A combination of genetic algorithm and simulated annealing for optimal DG allocation in distribution networks // Canadian Conference on Electrical and Computer Engineering. - 2005. - pp. 645-648. doi: 10.1109/ccece.2005.1557013.
5. Golshan M.E.H., Ali Arefifar S. Optimal allocation of distributed generation and reactive sources considering tap positions of voltage regulators as control variables // European Transactions on Electrical Power. - 2007. - vol.17. - no.3. - pp. 219-239. doi: 10.1002/etep.130.
6. Falaghi H., Haghifam M.-R. ACO Based Algorithm for Distributed Generation Sources Allocation and Sizing in Distribution Systems // 2007 IEEE Lausanne Power Tech. - Jul. 2007. doi: 10.1109/pct.2007.4538377.
7. Кириленко О.В., Трач I.В. Техшчш особливосл функць онування енергосистем при штеграцп джерел розподшенл генераци // Пращ 1нституту електродинамжи Нацюнальщл академи наук Украшн. - 2009. - №24. - С. 3-7.
8. Keane A., O'Malley M. Optimal Allocation of Embedded Generation on Distribution Networks // IEEE Transactions on Power Systems. - 2005. - vol.20. - no.3. - pp. 1640-1646. doi: 10.1109/tpwrs.2005.852115.
REFERENCES
1. Pepermans G., Driesen J., Haeseldonckx D., Belmans R., D'haeseleer W. Distributed generation: definition, benefits and
issues. Energy Policy, 2005, vol.33, no.6, pp. 787-798. doi: 10.1016/j.enpol.2003.10.004.
2. Kyrylenko O.V., Pavlovskyi V.V., Lukianenko L.M. Technical aspects of adoption of distributed generation sources in electric mains. Technical Electrodynamics, 2011, no.1, pp. 46-53. (Ukr).
3. Haesen E., Espinoza M., Pluymers B., Goethals I., Thong V.V., Driesen J., Belmans R., De Moor B. Optimal placement and sizing of distributed generator units using genetic optimization algorithms. Electrical Power Quality and Utilisation, 2005, vol.11, iss.1, pp. 97-104.
4. Gandomkar M., Vakilian M., Ehsan M. A combination of genetic algorithm and simulated annealing for optimal DG allocation in distribution networks. Canadian Conference on Electrical and Computer Engineering, 2005, pp. 645-648. doi: 10.1109/ccece.2005.1557013.
5. Golshan M.E.H., Ali Arefifar S. Optimal allocation of distributed generation and reactive sources considering tap positions of voltage regulators as control variables. European Transactions on Electrical Power, 2007, vol.17, no.3, pp. 219-239. doi: 10.1002/etep.130.
6. Falaghi H., Haghifam M.-R. ACO Based Algorithm for Distributed Generation Sources Allocation and Sizing in Distribution Systems. 2007 IEEE Lausanne Power Tech., Jul. 2007. doi: 10.1109/pct.2007.4538377.
7. Kyrylenko O.V., Trach I.V. The technical features of the power systems functioning with integrating sources of distributed generation. Works of the Institute of Electrodynamics of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2009, no.24, pp. 3-7. (Ukr).
8. Keane A., O'Malley M. Optimal Allocation of Embedded Generation on Distribution Networks. IEEE Transactions on Power Systems, 2005, vol.20, no.3, pp. 1640-1646. doi: 10.1109/tpwrs.2005.852115.
Надтшла (received) 14.02.2019
КирикВалерш Валентинович1, д.т.н., проф.,
Богомолова Оксана Сергпвна1, асистент,
1 Нацюнальний техшчний ушверситет Украши
«Кшвський полггехшчний шститут iMeHi 1горя Сжорського»,
03056, Кшв, пр. Перемоги, 37,
тел/phone +380 44 4068234;
e-mail: [email protected], [email protected]
V.V. Kyryk1 O.S. Bohomolova1
1 National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv
Polytechnic Institute»,
37, Prosp. Peremohy, Kyiv, Ukraine, 03056.
Justification of optimal location of connection of the
distributed generation source and value of its power.
Goal. To analyze the options for the development of the 110 kV
electricity network with sources of distributed generation.
Establishing the relationship between power of the source of distributed generation with the voltage changes in the nodes and transformer active power losses change. To provide the minimum value of network active power loss the authors justify the conditions for optimal connection of the source of distributed generation and value of its power. Methodology. The authors have used the DigSilent Power Factory software environment to create a 110 kV network model and have made a series of simulation of the network operating modes with solar power plants. Results. Based on the operational parameters it is established that the change in power generation in the accepted limits normally does not lead to abnormal voltage variations in the nodes, with power losses having characteristic changes due to alterations in the network of power flows. In the network with solar power plants, the transformer losses of active power is reduced with increasing generation power, except for the most remote nodes from the balancing point, in which losses reduction takes place with load of transformers approximately up to 60 %. At significant overloads of transformers (up to 130 %) there is reactive power losses increasing in comparison with losses in the network without solar power plants. The dependence of active power losses in the network on the load of transformers has a nonlinear character). For each node at one value of transformer load the active losses are different. Less reactive power losses occur at lower load ratios of transformer. When increasing the load of transformers, the rate of increase in reactive losses is higher than the active ones. Also for closed networks with voltage of 110 kV it has been found that the optimal node for connecting the distributed generation is a node with a flow division ofpower. If there are several such nodes in the network, the optimal one for connecting is the node with the maximum load. The optimal power of the solar station in the node should not exceed 110 % of the installed transformer's power. Originality. For the first time the dependence between the place of the best connection source of the distributed generation with the point of flow distribution with the greatest current fraction from network balancing point was established. In this case the power of the source of distributed generation must not exceed 10 % of the total power of the transformers in this node. Practical significance. We have obtained reasonable conditions for connecting source of distributed generation to a closed electric network of 110 kV without performing large volumes of mode calculations. Namely, the optimal connection point is the point of flow distribution with the greatest current fraction from network balancing point. References 8, tables 3, figures 5. Key words: source of distributed generation, flow distribution, load factor of transformer, power losses, voltage, power factory, solar power station.
