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1 A Study on the Impacts of Grid Connection Wind Power Generations

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3 () ()A Study on the Impacts of Grid Connection Wind Power Generations () ()Zhi-Yuan Kuo () ()Chan-Nan Lu ()

4 () Wind power generations have increased impacts on the electric utility power systems. When the wind power is placed into service in an electric system, it becomes a functioning part of the system, which may require other design changes to the system and special practices to integrate it to the system. The presence of the wind power generation units will directly affect voltage profiles along a feeder by changing the direction and magnitude of active/reactive power flows. A number of coordination issues including safety issue, protection, voltages and frequency control presently require study in order to understand technical limits to the penetration of wind power or distributed generation on a given system. The aim of this thesis is to investigate the impacts of wind generators connected to a distribution system. To take load uncertainty and wind power generation uncertainty due to wind speed variation in the analysis, Monte Carlo simulation technique is used. A number of cases are tested to assess the impacts of wind power generations in various scenarios for the studied network. Test results have shown that the when wind power generators are connected to distribution network, it would not only reduce the probability of occurrence of undervoltage but also decrease the feeder losses. The analytical models proposed in this thesis can provide the utility useful information in placing the wind power generators.

5 I

6 Abstract Wind power generations have increased impacts on the electric utility power systems. When the wind power is placed into service in an electric system, it becomes a functioning part of the system, which may require other design changes to the system and special practices to integrate it to the system. The presence of the wind power generation units will directly affect voltage profiles along a feeder by changing the direction and magnitude of active/reactive power flows. A number of coordination issues including safety issue, protection, voltages and frequency control presently require study in order to understand technical limits to the penetration of wind power or distributed generation on a given system. The aim of this thesis is to investigate the impacts of wind generators connected to a distribution system. To take load uncertainty and wind power generation uncertainty due to wind speed variation in the analysis, Monte Carlo simulation technique is used. A number of cases are tested to assess the impacts of wind power generations in various scenarios for the studied network. Test results have shown that the when wind power generators are connected to distribution network, it would not only reduce the probability of occurrence of undervoltage but also decrease the feeder losses. The analytical models proposed in this thesis can provide the utility useful information in placing the wind power generators. Keyword Wind power generations, Monte Carlo simulation II

7 I II III VI X III

8 IEEE P st P lt IV

9 P st P lt V

10 Cp d(%)( φ + θ) d(%)r VI

11 CB CB P st P lt ( )P st P lt ( )P st P lt VII

12 ( ) ( ) ( ) ( ) (BK0) ( 1000 ) (BK0) ( 1000 ) (BK0) (BK0) (BK0) ( ) ( ) VIII

13 4-31 ( ) ( ) IEEE (30 BUS) IX

14 ~ IEEE-519, ( ) ( ) IEEE (30 BUS) X

15 1-1 [1] [2] [2]

16 200 [2] 1-2 IEEE 1988 IEEE (Guide for Interfacing Dispersed Storage and Generation Facilities with Electric Utility Systems) IEEE

17 IEEE IEEE Std IEEE ( 2000 ) ANSI/IEEE Std IEEE IEEE Std IEEE IEEE Std. C IEEE / IEEE WG C-5 500kW IEEE IEEE IEEE Std IEEE (Recommended Practice) 1990 IEEE 3

18 IEEE SCC21 P-1547 JEAG [3]-[4] 4

19 1-3 P st P lt P st P lt 5

20 ,000 MW 800 2, % (GW) 2-1 [5] 6

21 ~2003 [5] MW MW % % ,597 10, ,922 51% 13,932 37% ,495 15% 18,449 32% ,824 52% 24,927 35% ,227 6% 32,037 29% ,344 15% 40,301 26% 27.8% 31.8% , ,743MW ,449MW % ,151MW ,497MW (Grid connection) (Hybrid System) 7

22 (Wind Farm) ( Altamont Pass Tehachapi ) LNG 25 (2MW ) 80 1,000MW 89 (Public Utility Regulatory Policy Act) 20%30% ,822MW ,000MW MW( EnerconE MW) % 8

23 340MW ,706MW ,456MW ,256MW MW MW ,000MW( 3% ) (2.64 (3.5MW) (2.4MW) MW) 10MW 0.03% 18% 4.7%[6] MW[7] 10MW USW 12.7 / / 19.4 / 9

24 Enercon E KV 2.5 / / / 15 / / 11.4kV

25 4 / 16 / / MW [8] 59% 30~50% 20%~45% 11

26 2.5~4m/s 12~15m/s 20~25m/s (pitch regulation) (stall control) 600kW 45m1000kW 55m 2000kW 75m (1~3 ) [9] 12

27 (Stall Regulator) (Pitch Regulator) [10] (Stall Regulator) (Pitch Regulator) ( 60%) ( 97~99%) ( 98~99%)

28 2-3 [11] < ~ ~ % 97~99% 98~99% 500 / 2 /1100 / 2 /1250 / 2 / 4,000 / 1,000 / < 1,000 / 40 / 5~6 / 3~4 / 60 0 (Synchronous generator, SG) (Permanent-magnet generator, PMG) (Asynchronous induction generator, IG) (IG) Converter/Inverter /3 14

29 ( >2.51) Vestas 660kW ( ) (Opti-Slip system) ( 10% ) (Opti-Speed system) 60% Converter Inverter Enercon E40 (PMG) (Rectifier) / (Inverter) 15

30 660kW 2000kW MWT-S MWT-S600 MWT-S2000 (SG) (Pitch Control) [9] 16

31 ( ) 20~30rpm 3600rpm (Rectifier) (Inverter) Enercon EN 230kW280kW600kW1500kW 1800kW Lagerway 750kW (IG) ( ) 2~4%( ) 17

32 [9] Vestas NEG-MiconBonusNordexJacobsFuhrlanderDewind Mitsubisi Lagerway GE( )Nzond 18

33 2-4 [12] (F) F=0.5*Cp**A*V 2 A ( m 2 ) ( kg/m 3 Cp V ( m/s) F 3 P=0.5*Cp**A*V (kw) (2-1) Cp =R/V R (rad/s) Cp Cp- [12] 19

34 2-5 ( ) [12] 20

35 [13] ( ) ( ) [14]2-6 10kW 21

36 kW 10kW

37

38 24

39 2-6 [15] ( 11.4kV22.8kV 0kA69kV40kA161kV50kA345kV63kA) ±5% ±10% ±2.5% ±2.5% 1 25

40 22.8kV( )±5% 10% (1) (2) (101V 6V (3) ( 1 2% 101V6V202V20V) (4) ( (101V6V202V20 V ) 2kVA 6kVA 15kVA 202V20V ) ) ( 2% 10% ) 26

41 (5) ( 2% 10% ) (6) ( ) 161kV ( ) 85%

42 0.9( ) 85% ( 80%) 85% 95% IEEE/Std (peak) (ture rms voltmeters) IEEE/Std ULIEEEIEC 85% 95% 85% k- 28

43 (Area Electric Power System, Area EPS) (PCC) IEEE IEEE-519,1992 [16] h < < h < < h < < h < < h TDD IEEE I SC /I 1 < IEEE P1547 (type testing) IEEE IEEE (THD) 3% I L 25% 50%75% 50% 25%50% IEEE THD 40 29

44 IEEE ( I SC /I L 20 ) IEEE 519 ( ) 35kV ( ) ( ) 30

45 60kV (1) (2) a. b. (a) (b) (c) (3) 31

46 (4) 2-7 IEEE [17] ) ( ) (A,B,C1,2,3 ( ) 32

47 ( ) () ( ) / 33

48 ( 2-10) H 2-9 [17] 34

49 (Y- -YY-YZig-Zag ) : ( ) (Basic Impulse Insulation Level, BIL ) BIL BIL ( ) 35

50 Isokeraunic ( -/) ( BEL ) ( ) 36

51 / Islanding (0.1Hz) 37

52 3-1 Z L I V S V R Load 3-1 V S XI I V R a b c RI d e

53 3-1 V S =V R +Z L I (3-1) Z L =R+jX (3-2) V S V S V S = V R +ab+de= V R + I Rcos+ I Xsin (3-3) P= V R I cos Q= V R I si n I V S = V R + R Pφ+ X Q φ (3-4) V R I I=I p +ji q (3-5) d = Z I = (R + = V S k 2 L S V n jx) ( I (cosφcosθ sin φsin θ) + p + j I ) = Z q L (cosφ + S j... S k n jsin φ) I (cosθ + cos( φ + θ) jsin θ) cos( ) 100 cos( ) S S n d(%) 100 φ + θ = φ + θ (3-6) R k S k S n R(R=S k /S n ) 39

54 d φ 3-3 d(%)( φ + θ) [18] 3-4 d(%)r [18] 40

55 [19] ( ) MVA sc 3-5 MVA (1) ()( ) MVA SC 2 (kv) 2 = = (kv) Y (3-7) Z (2) (pu)( ) MVA r MVA SC = (3-8) Zpu Y (S) Z () Z pu (p.u.) 41

56 MVA r (MVA) kv (kv) MVA sc (MVA) 3-5 MVA MVA sc =(kv) 2 Y MVA sc Y MVA Y MVA = MVA MVA 1 2 1,2 MVA1 + MVA 2 (3-9) MVA = + 1+ MVA MVA (3-10) MVA (1) (2) MVA sc MVA (3) MVA MVA sc 42

57 (4) I sc I sc = MVA sc 3 kv r (3-11) 3-3 [20] ( ) (Wind Turbine Power Curve) (Bus Data) - (Swing)(Load)

58 - (Branch Data) - - (System Data) (Gauss-Seidel Method) - (Newton-Raphson Method) (De-coupled) Pk Q k P = θ Q θ P V θ Q V V k k (3-12) V k+ 1 = V k + V, θ k k+ 1 = θ k + θ k k k 44

59 3-3-2 PQ RX PQ RX (3-13) (3-14) P = f (U) (3-13) U P = I 2 R R R 1 s s (3-14) I R R R s PQ PQ (3-15)(3-16)(3-17) X X 2 2 V 2RP (V 2RP) 4P (R X ) c + + = V + X + X (3-15) X X 2(R + X ) 2(R + X ) Q 2 c V P X X c 45

60 R Q = Q 0 2 Q P Q P (3-16) 1 2 (3-16)Q, Q, Q (3-15)(3-16) 2 X X c 2 Q = V + X P (3-17) 2 X X V c PQ ASPEN PSSE 46

61 Aspen PSSE 3-4 [21] (1) (2) (3) (4) (Unsymmetrical Faults) (Single Line-to-Ground Fault) (Double Line-to-Ground Fault) (Line-to-Line Fault) (Three Line-to-Ground Fault) (Sequence Network) 47

62 (Symmetrical Component) k 3-6 ( Z f ) 3-6 I ( + ) k, fa Pos.-Seq.-Network I I ( ) k, fa Neg.-Seq.-Network ( 0 ) k, fa Zero.-Seq.-Network 3Z f 3-6 [21]

63 (Random Sampling) [22] [22] [22] [23] P Wi =E(P W )i + (randn)i Wi i 49

64 3. P l n=e(p l )n +(randn)n l n n bus E(P W ) W E(P l ) l randn : 0 1 (normal probability distribution) f (x ) = ( x ) 2 / µ σ 2πσ e (3-18) =, = = , e = [24] 50

65 [24] ( ) % % % 3-9 (a)(b)(c) 51

66 σ=5 σ= [24] 99.72% 95.44% 68.26% [24] 52

67 3-10 ABC

68 >24 = +1 >1000 = +1 STOP

69 3-6 P st P lt (1) (Short term flicker severity, P st ) P st 10 P st P = P P P P P (3-19) st P %S f 0.1%S f 10 ( 3-11) 0.1% S f (2) (Long term flicker indicator, P lt ) P lt P st 2 P lt P lt N = N Pst (3-20) k k= 1 55

70 N=12 P st P st P st N V IEC /5 IEC (a) P st =1.25, P lt =1.0 (a)132kv (b)p 1.0, P =0.8 (b)132k P st P st =1.0, P lt =0.65 P lt st= lt V P st =1.0, P lt = Hz V ~250V 35kV 56

71 P st <E Psti (3-21) P lt <E Plti (3-22) P st P lt E Psti E Plti PCC IEC IEC Std (Indicative planning levels) 3-2 Indicative values of planning levels MV HV-EHV P st P lt P st S n = P = c( Ψ,V ) (3-23) lt k a Sk 57

72 c( k, V a ) k V a S n S k k V a k V a P = P = S 1 stσ ltσ k i= 1 N wt (c ( Ψ,V ) S i k a n,i ) 2 (3-24) S k c i ( k,v a ) S n,i N wt 58

73 P st S 0.31 n = 18 N10 k f ( Ψk ) (3-25) S k P 0.31 = 8 N k ( Ψ ) lt 120 f k S n S k (3-26) k f ( k ) k P stσ = 18 ( S k N wt i=1 N Ψ ,i (k f,i ( k ) Sn.i ) ) 0.31 (3-27) P ltσ = S 8 k ( N wt i= 1 N 120,i (k, i f ( Ψ k ) S n,i ) 3.2 ) (3-28) N 10,i N 12 0,i 10 2 k f,i ( k ) S n,i IEC [25] 59

74 P n = 600kW S n = 607kVA U n = 690V I n = 508A P 60 = 645kW Q 60 = 645kvar [25] V a = 7.2 m/s S = 25MVA k k = 55 N = 3 c( k,v a ) k = 30 o 50 o 70 o 85 o a 10kV V = 6m/s7.5m/s8.5m/s 10m/s [25] k Va (m/s), c(,v ) k a 6.0 m/s m/s m/s m/s

75 k f ( k ) 85 o k =30 o 50 o 70 o 10 N 10 2 N ( ) [25] 10 3 N 10 2 N 120 k k f ( k ) k u ( k) ( ) [25] 10 1 N N 120 k k f ( k ) k u ( k ) m/s 55 o kva 25MVA

76 607 P lt = = IEC P lt =0.8 IEC 55 o N* N 120 =330 =90( ) k f (55 o )= P = 8 (3 30) 0.35 = 0.27 lt N*N 120 =38=24 () k f (55 o )= P lt = 8 (3 8) 0.62 = IEC P =0.8 IEC lt 62

77 ( 3-6) MVA ( ) IEC ( 600kW) ( ) IEC

78

79 4-1 ( ) kV 12.55kA 4-1 #1 #2 ( )P(kW) Q(kVAR) ( )P(kW) Q(kVAR) AA BA AAa BAa AB BB ABa BBa AC BC ACa BCa AD BD ADa BDa SUM BE BEa BF BFa BG BGa BH BHa BI BIa BJ BJa BK SUM

80 A1 A2 B1B2B3 600kW V 0.15 p.u. 11.4/0.69 kv 0.69 kv BUS G*2 G*2 G*2 G*

81 MW

82 ( BK0) 4-3 PQ PSSE ASPEN (MW) (MW) (MVAR) (MW) (MVAR) (MW) (MVAR) 1.2 (2 ) (2) (2) (2)

83 8 PF=0.95 lead PF=1.0 PF=0.95 lag d(%) Short circuit ratio(r) BK0 R=

84 ( 3-6) PF=1.0 R=10 BK0 30.4MVA o 3.04MVA 3% 3% ) cos( (BK0) d = 30.4 o

85 ( ) (kw) (km)

86 (kw) BA0 BG0 BK0 BA0+BG0+BK SS2 BK

87 SS2 BA0 BB0 BC0 BD0 BE0 BF0 BG0 BH0 BI0 BJ0 BK0 (bus name) (A) (%) 0 SS2 BA0 BB0 BC0 BD0 BE0 BF0 BG0 BH0 BI0 BJ0 BK0 (bus name) 73

88 ( ) BA0 4 (1.2*4=4.8MVA) BA0 96.7MVAS base =100MVA 0.15p.u. = =32 (MVA) 1.2 (0.69 =>11.4kV) = =40 (MVA) = = (MVA) kV I sc = =5.80 (ka)

89 SS2 BA0 BB0 BC0 BD0 BE0 BF0 BG0 BH0 BI0 BJ0 BK0 ) (A) (bus name 4-8 CB (%) 4-9 CB 12 SS2 BA0 BB0 BC0 BD0 BE0 BF0 BG0 BH0 BI0 BJ0 BK0 (bus name) 75

90 4-8 CB ( ) CB P st P lt 76

91 倂 倂 (PCC) ( 3%) IEC (P st ) (P lt )( P lt =0.46, P st =0.6) IEC61400/21/2 P st P lt IEC m/s () P st P lt IEC 77

92 Pst (P lt) m/s 7.5 m/s 8.5 m/s 10 m/s SCR 4-10 P st P lt ( )P st P lt 78

93 4-12 ( )P st P lt ( ) P st P lt IEC ( ) 79

94 ( ) 22.8kV() 5% (11.4kV 22.8kV 10kA) (km) (5% )

95 4-13 5% 4-13 BA0( 1.25 ) BA0 96.7MVA MVA 5% 37.97MVA S wt = ( = ) cos(82.68 ) (MVA) -5% ( 1.2 ) 96.7 cos( o ) BA0 ( )MVA = BA kV = 6.82(kA) - 81

96 4-2-6 (BK0) Load Variation(p.u.) (hour) ( ) Load Variation(p.u.) (hour) ( ) 82

97 (kw) (kw) (hour) ( ) (hour) ( ) 83

98 ( BK0) 4-18 (BK0) ( 1000 ) 4-19 (BK0) ( 1000 ) 84

99 (BK0) max min mean (p.u.) (hour) 4-20 (BK0) 85

100 1.00 max min mean 0.99 (p.u.) (hour) 4-21 (BK0) max min mean 200 (kw) (hour)

101 250 max min mean (kw) (hour) 4-23 (BK0) max min mean 0.99 (p.u.) SS2 BA0 BB0 BC0 BD0 BE0 BF0 BG0 BH0 BI0 BJ0 BK0 (bus name)

102 1.00 max min mean 0.99 (p.u.) SS2 BA0 BB0 BC0 BD0 BE0 BF0 BG0 BH0 BI0 BJ0 BK0 (bus name) /

103

104 MVA (BK0) (m/s) (hour) ( ) 90

105 (m/s) (hour) ( ) () ( 2-1) (BK0) ( ) 91

106 (p.u.) max min mean (hour) 4-31 ( ) 1.01 max min mean (p.u.) (hour) 4-32 ( ) 92

107 (kw) max min mean (hour) 4-33 (kw) max min mean (hour)

108 IEEE 30 BUS 4-35 ( ) IEEE (30 BUS) 94

109 5-1 IEEE (30 BUS) Bus Number Bus Type Load Generator Wind Generator P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) SUM

110 (p.u.) (bus number) (p.u.) (bus number) BUS7BUS23 BUS26 BUS 96

111 (kw) (hour) BUS 97

112 5-1 75%~90% ASPEN PSSE 98

113

114 4. 倂 () ( ) 倂

115 ( )

116 [1] [2] pp.1~pp.2. ( [3] P. Jorgensen, J.S. Christensen, J.O. Tande, Power Quality and Grid Connection of Wind Turbines, IEE 14th International Conference, June [4] W. El-Khattam, Y.G. Hegazy, M.M.A. Salama, Stochastic Power Flow Analysis of Electrical Distributed Generation Systems, IEE 14th International Conference, June [5] (European Wind Energy Association) ( [6]. [7] [8] ( [ 9] pp [10] [11] 102

117 [12]. [13] [14] - JEAG [15]. [16] IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems, IEEE std [17] IEEE Recommended Practice for the Electrical Design and Operation of Windfarm Generating Stations, IEEE Std [18] A. P. Stavros, D. H. Nikos,Technical Requirement for the Connection of Dispersed Generation to the Grid, IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, July [19], A.1-A.6. [20] 2003, pp.91-pp.94. [21] 2003, pp.94-pp.95. [22]. 103

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