Εξελιγμένες μέθοδοι ανίχνευσης αστάθειας τάσης σε πραγματικό χρόνο και μέτρα αντιμετώπισης με αξιοποίηση διεσπαρμένων πηγών

Μανδουλίδης, Παναγιώτης; Mandoulidis, Panagiotis

dc.contributor.author	Μανδουλίδης, Παναγιώτης	el
dc.contributor.author	Mandoulidis, Panagiotis	en
dc.date.accessioned	2022-09-28T08:53:40Z
dc.date.available	2022-09-28T08:53:40Z
dc.identifier.uri	https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/handle/123456789/55791
dc.identifier.uri	http://dx.doi.org/10.26240/heal.ntua.23489
dc.rights	Default License
dc.subject	Ευστάθεια τάσης ΣΗΕ, ανίχνευση αστάθειας σε πραγματικό χρόνο, μονάδες μέτρησης φασιθετών, ηλεκτρονόμοι αποστάσεως, πολυώνυμα παρεμβολής	el
dc.subject	Power system voltage stability, online voltage instability detection, phasor measurement units, distance relays, interpolating polynomials, voltage stability margin	en
dc.title	Εξελιγμένες μέθοδοι ανίχνευσης αστάθειας τάσης σε πραγματικό χρόνο και μέτρα αντιμετώπισης με αξιοποίηση διεσπαρμένων πηγών	el
dc.contributor.department	Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος	el
heal.type	doctoralThesis
heal.classification	Ευστάθεια Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας	el
heal.language	el
heal.access	free
heal.recordProvider	ntua	el
heal.publicationDate	2021-12-17
heal.abstract	Αντικείμενο της παρούσας διατριβής είναι η ανάπτυξη τοπικών μεθόδων βασιζόμενων σε μετρήσεις για την ανίχνευση αστάθειας τάσης σε πραγματικό χρόνο στη μακροπρόθεσμη χρονική κλίμακα, καθώς και η ανάπτυξη σχημάτων προστασίας από κατάρρευση τάσης που αξιοποιούν τις δυνατότητες των διεσπαρμένων πηγών. Πραγματοποιείται επέκταση και βελτίωση του τοπικού δείκτη New LIVES Index – NLI μέσω αξιοποίησης του εργαλείου από το πεδίο χρόνου-συχνότητας Short-time Fourier Transform - STFT, με αποτέλεσμα να διαπιστώνεται πολύ καλή συμπεριφορά σε έγκαιρη ανίχνευση της αστάθειας τάσης σε βροχοειδή συστήματα, υπό την παρουσία βραχυπρόθεσμων δυναμικών του συστήματος και λευκού θορύβου μετρήσεων. Αναπτύσσεται επίσης παραλλαγή του δείκτη NLI, και συγκεκριμένα ο δείκτης ReLay based Index – RLI, ο οποίος ακολουθεί την ίδια φιλοσοφία με τον δείκτη NLI αλλά διαθέτει λιγότερη πληροφορία για την ανίχνευση μακροπρόθεσμης αστάθειας τάσης, καθώς στηρίζεται σε μετρήσεις τάσης και ρεύματος αποκλειστικά από έναν ηλεκτρονόμο αποστάσεως. Με βάση τις προσομοιώσεις που διεξάγονται στη διατριβή, προκύπτουν εξίσου ενθαρρυντικά αποτελέσματα με αυτά του δείκτη NLI, με επιπρόσθετο κέρδος από τον δείκτη τη δυνατότητα αποτροπής ανεπιθύμητης εντολής αποσύνδεσης γραμμής, όταν η τροχιά της μετρούμενης από τον ηλεκτρονόμο σύνθετης αντίστασης Ζ εισέλθει στην τρίτη ζώνη προστασίας. Η απλότητα και ευκολία υλοποίησης των δύο δεικτών ανίχνευσης αστάθειας τάσης, καθώς και τα ενθαρρυντικά αποτελέσματα που προκύπτουν από τις προσομοιώσεις, τους καθιστούν ελκυστικούς για εφαρμογή σε πραγματικό σύστημα. Με σκοπό τη βελτίωση της ακρίβειας ανίχνευσης αστάθειας τάσης, εξετάζεται η επίδραση των απωλειών του τμήματος του συστήματος μεταφοράς που βρίσκεται στα κατάντη του σημείου από το οποίο λαμβάνονται οι μετρήσεις των δεικτών αστάθειας NLI και RLI. Η διερεύνηση γίνεται για ακτινικό σύστημα και αποδεικνύεται ότι για απομακρυσμένες από το φορτίο μετρήσεις η μέγιστη καταναλισκόμενη ισχύς φορτίου επιτυγχάνεται προ της μεγιστοποίησης της διερχόμενης από το σημείο μέτρησης ισχύος, ανεξάρτητα από τον συντελεστή ισχύος του φορτίου. Στη διατριβή αναπτύσσεται επίσης τοπική μέθοδος βασιζόμενη αποκλειστικά σε μετρήσεις με σκοπό την εκτίμηση του περιθωρίου ευστάθειας τάσης. Ο υπολογισμός της εκτίμησης του περιθωρίου πραγματοποιείται αξιοποιώντας πολυώνυμα παρεμβολής σε συνδυασμό με τη χρονική απόκριση του δείκτη αστάθειας NLI. Η μέθοδος χαράσσει στον χώρο GP πολυώνυμο δευτέρου βαθμού όταν ο δείκτης NLI παρουσιάζει καθοδική πορεία για διαδοχικές χρονικές στιγμές. Τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων τόσο στο ακτινικό όσο και στο βροχοειδές σύστημα δοκιμών IEEE Nordic είναι ενθαρρυντικά. Διερευνάται επίσης η επίδραση της συνδεδεμένης στη διανομή διεσπαρμένης παραγωγής στην εκδήλωση και ανίχνευση της μακροπρόθεσμης αστάθειας τάσης, καθώς και ο προκαταρκτικός σχεδιασμός ενός σχήματος προστασίας από αστάθεια, το οποίο αξιοποιεί τις διεσπαρμένες πηγές και την έκτακτη λειτουργία ΣΑΤΥΦ. Η διεσπαρμένη παραγωγή μοντελοποιείται συγκεντρωτικά και θεωρείται εγκατεστημένη σε μικρή ηλεκτρική απόσταση από τα κέντρα κατανάλωσης, ώστε να μελετηθεί η επίδρασή της στη συμπεριφορά της κατανάλωσης μίας περιοχής η οποία πλήττεται από αστάθεια τάσης. Οι προσομοιώσεις έγιναν στο σύστημα δοκιμών IEEE Nordic και εξετάστηκαν δύο εναλλακτικοί τρόποι συνδεσμολογίας της διεσπαρμένης παραγωγής (κοινός και μη κοινός μετασχηματιστής επί του ίδιου υποσταθμού), καθώς και δύο σχήματα ελέγχου (σταθερός μοναδιαίος συντελεστής ισχύος και σταθερή τερματική τάση) προκειμένου να αναδειχθούν οι κύριοι παράγοντες που συνθέτουν την επίδραση των διεσπαρμένων πηγών στην αστάθεια τάσης. Από τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων διαπιστώνεται ότι η διεσπαρμένη παραγωγή αυξάνει τα περιθώρια ευστάθειας τάσης ανεξάρτητα από τον τρόπο συνδεσμολογίας της στο δίκτυο διανομής και του σχήματος λειτουργίας της, όμως μπορεί να επηρεάσει αρνητικά την ανίχνευση της αστάθειας τάσης όταν συνδέεται στο ίδιο δίκτυο διανομής με την κατανάλωση και λειτουργεί με έλεγχο σταθερής τάσης. Οι εν λόγω διαπιστώσεις αξιοποιούνται για την ανάδειξη των ενδεδειγμένων συμβιβασμών που πρέπει να γίνονται στο σχεδιασμό σχημάτων προστασίας από κατάρρευση τάσης για την εξασφάλιση της ευστάθειας και τον περιορισμό των επενεργειών στους καταναλωτές.	el
heal.abstract	The scope of the current thesis is the development of local online measurement-based voltage instability detection methods in the long-term time scale, as well as the development of system protection schemes against voltage collapse which utilize the capabilities of distributed generation installed in the distribution networks. Extension and enhancement of the local New LIVES Index – NLI is carried out, by utilizing mathematical tools from the time-frequency domain, namely the Short-Time Fourier Transform – STFT, in order to account for the system short-term dynamics, as well as the measurement noise. Numerical simulation results are very promising in terms of timely voltage instability detection in meshed networks. A variation of the NLI index, namely the ReLay based Index – RLI is developed, which follows similar approach as the NLI index, but extracts results from the information provided by a single digital distance protection relay. According to the simulation results, the index provides equally satisfactory results as with the index NLI, while an additional benefit concerns the capability to block an undesired line trip in case of third zone breach, during a voltage instability incident. In view of further refining the accuracy of voltage instability detection, the role of the active power losses of the network part located at the downstream of the point of measurements for indices NLI and RLI is investigated. The assessment is carried out for a radial system proving that when measurements are collected remotely from the load bus, then the maximum load consumption occurs before the point in which the measured active power is maximized, irrespective of the load power factor. In addition, an online local measurement-based method for estimating the voltage stability margin is developed in the current dissertation. The voltage stability margin calculation is executed by utilizing interpolating polynomials of second degree, in conjunction with a decreasing trend of the NLI index. The interpolating polynomials are drawn in the GP plane when NLI drops for consecutive time instants. Numerical simulations are carried out in a radial network as well as in the IEEE Nordic test system, showing promising results. The impact of inverter based distributed generation connected in the distribution networks on voltage instability onset and identification, as well as the development of system protection schemes against voltage collapse which take advantage of the distributed generation capabilities and OLTC emergency operation are also investigated in the thesis. Aggregate models are utilized for representing the distributed generation, considered to be located in close electrical distance from the load centers, in order to assess the impact of distributed generation on load consumption in an area prone to voltage instability. Two distributed generation connection configurations (under a common, or under different transformers in the same substation), as well as two control schemes (constant unity power factor and voltage control) are investigated. The simulation results on a modified version of the IEEE Nordic test system show that distributed generation increases the voltage stability margin irrespective of the control scheme or connection configuration, while it may negatively affect the voltage instability detection when the distributed sources operate under constant voltage control. These results are exploited in developing a system protection scheme against voltage collapse which combines OLTC emergency operation with distributed generation capabilities in order to mitigate the side-effects on the customers.	en
heal.advisorName	Βουρνάς, Κωνσταντίνος
heal.committeeMemberName	Βουρνάς, Κωνσταντίνος
heal.committeeMemberName	Κορρές, Γεώργιος
heal.committeeMemberName	Γεωργιλάκης, Παύλος
heal.committeeMemberName	Χατζηαργυρίου, Νίκος
heal.committeeMemberName	Προυσαλίδης, Ιωάννης
heal.committeeMemberName	Παπαθανασίου, Σταύρος
heal.committeeMemberName	Νικολαΐδης, Βασίλειος
heal.academicPublisher	Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών	el
heal.academicPublisherID	ntua
heal.numberOfPages	199
heal.fullTextAvailability	false