Un nuevo método para la supresión de ferrorresonancia en un IEEE 33

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 3381 (2023) Citar este artículo

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Detalles de métricas

Si bien la integración de una generación distribuida (DG) en un sistema de distribución (DS) tiene varios beneficios, puede estar acompañada de algunos problemas, como la ferroresonancia. Por lo tanto, las investigaciones de ferrorresonancia en un DS integrado con múltiples DG se han identificado como un vacío de investigación. Con este fin, este artículo presenta un nuevo método para mitigar la ferroresonancia en las redes de distribución, después de lo cual se investigó la ferroresonancia en un DS radial de bus IEEE-33 integrado con multi-DG. Aquí se presenta el limitador de derivación RLC como un método para mitigar la ferrorresonancia, incluido un enfoque de diseño para ajustar sus dimensiones para adaptarse al sistema. Las investigaciones revelaron que esta derivación dependía del detector de secuencia negativa para conectarlo al sistema durante la ferrorresonancia. Finalmente, se ha demostrado la eficacia y superioridad del método propuesto al comparar su resultado con los obtenidos utilizando otros métodos de mitigación de ferrorresonancia existentes en la literatura.

Con los crecientes temores globales sobre el agotamiento de los combustibles fósiles, incluidas las consecuencias ambientales de su uso, la adopción de la Generación Distribuida (GD) se presenta como la solución ideal1. En particular, la expansión de la GD ha aportado numerosos beneficios al sistema eléctrico, al medio ambiente ya los consumidores2,3. Además, el costo de las pérdidas en la red eléctrica encarece la factura de los consumidores. Como resultado, los GD se consideran un beneficio significativo para los consumidores en términos de reducción de costos al reducir las pérdidas del sistema eléctrico4,5. Además, los GD renovables contribuyen a la mitigación del problema del calentamiento global y los Gases de Efecto Invernadero, además de reducir las emisiones6,7. Por lo tanto, se espera que para 2050, la energía nominal generada a partir de fuentes de energía renovables represente la mitad de la energía eléctrica del mundo8. Además, los GD apoyaron la expansión del mercado eléctrico y las inversiones en las redes eléctricas9, son una excelente solución para la congestión de las líneas de transporte10. También se emplean para reducir las pérdidas de energía del sistema, mejorar la calidad de la energía y mejorar la confiabilidad del sistema11,12. Sin embargo, los beneficios difieren según el tipo de GD. Además, aunque los DG tienen numerosas ventajas, han surgido algunos problemas debido a su uso. Como resultado, se dedica un esfuerzo considerable a investigar y resolver la mayoría de los problemas. Actualmente, se han identificado cuatro tipos de GD. El primer tipo inyecta solo potencia activa, el segundo tipo inyecta tanto potencia activa como reactiva, el tercer tipo inyecta solo potencia reactiva y el cuarto tipo inyecta potencia real a menos que consuma potencia reactiva13. Por lo tanto, debido a las ventajas de este sistema, se han realizado varios estudios sobre el efecto de los GD en una red para demostrar sus esfuerzos.

Entre estos estudios, Ref.1 describió un método de controlador para mejorar la estabilidad de sincronización de GD basados en inversores en una red durante condiciones de falla. Su modelo se basó en la determinación de la máxima desviación de frecuencia fija. Sin embargo, la Ref.14 introdujo el papel de integrar GD de tipo eólico en la sección de transmisión para reducir el costo de generación de electricidad y las emisiones de CO2. También demostraron el costo de invertir en energía eólica, incluido su papel en la mejora del mercado eléctrico. Por el contrario, mientras que la Ref.15 discutió los métodos para integrar los GD con vehículos eléctricos en un Sistema de Distribución (DS) para mejorar las métricas de rendimiento del sistema, la Ref.16 ideó un enfoque metodológico para determinar el balance de potencia óptimo entre las estaciones centralizadas y los GD. Además, Ref.17 presentó un algoritmo para intensificar un sistema de protección basado en relés de protección de distancia en condiciones de falla en redes anulares con una alta penetración de GD. En otro estudio, mientras que la Ref.7 explicó el uso de un estabilizador de convertidor de matriz para controlar el flujo de energía bidireccional causado por los DG, la Ref.18 empleó DG para mejorar el perfil de voltaje de DS. Ref.19 también presentó un diseño de filtro tipo C para mitigar los armónicos causados por GD renovables, mientras que Refs.19,20 presentó la contribución de GD basados en inversor para respaldar la respuesta dinámica de un sistema y las respuestas de recuperación de frecuencia en los posibles tiempo más corto. Luego, Ref.8 presentó la implementación de GD regenerativos en DS, incluidos los procedimientos para controlarlos en condiciones de bajo voltaje; Ref.22 presentó mejoras en el voltaje y la frecuencia del DS integrado con GD basados en inversores mediante el ajuste de la impedancia de las líneas del sistema, y Ref.23 discutió el uso de sistemas de almacenamiento de energía de batería, junto con GD basados en inversores, para mejorar transitorio estabilidad del sistema.

De la revisión de la literatura presentada anteriormente, queda clara la importancia de los GD y los grandes esfuerzos realizados para maximizar su beneficio y enfrentar sus problemas anticipados. Sin embargo, el problema de la ferrorresonancia sigue siendo un vacío de investigación que no se ha investigado a fondo y se ignora casi por completo con los GD, lo que lo convierte en un punto de brecha a pesar de la gravedad de este fenómeno. Además, mientras que los estudios previos realizados para investigar la ferroresonancia solo se enfocaron en este fenómeno desde la perspectiva del elemento protector24, aquellos en DS con DG que estaban interesados en la ferroresonancia solo investigaron este fenómeno pero no proporcionaron métodos de mitigación25,26. Además, el estudio, que se centró en la supresión de la ferrorresonancia causada por los GD en el DS, solo proporcionó el circuito equivalente del sistema y, además, se basó en la mitigación de la ferrorresonancia solo después de que se eliminó la falla27.

Por lo tanto, este artículo presenta un punto de brecha en la investigación: la investigación de la ferrorresonancia en un DS integrado con multi-DG. Para ello, se propone un nuevo método para mitigar la ferrorresonancia en caso de fallo en serie. Luego, se presentaron diferentes condiciones para investigar la ferrorresonancia en un sistema de 33 buses IEEE integrado con generador de viento y capacitores. Finalmente, se propuso el RLC Shunt Limiter (RLC-SL) como elemento de mitigación de ferroresonancia, luego de lo cual se comparó con otros métodos de mitigación de la literatura utilizados anteriormente. Se adopta la conexión RLC-SL, que dependía de un detector de secuencia negativa.

Las principales contribuciones del documento se dan a continuación:

Investigar la ferroresonancia del sistema de distribución de bus IEEE 33 integrado con múltiples DG.

Introducir el (RLC-SL) como una técnica novedosa para la reducción de la ferroresonancia y sus procedimientos de ajuste.

Se diseña el parámetro del esquema propuesto y se ajustan sus dimensiones, para adecuarlo al sistema.

Para implementar con éxito los pasos de control propuestos para disparar rápidamente el RLC-SL a la red en ferroresonancia, además, se separa rápidamente de la recuperación del sistema.

Probar la efectividad del método propuesto en comparación con otros métodos de mitigación de ferrorresonancia existentes.

El resto del documento está organizado de la siguiente manera. La sección "Modelado del sistema" presenta el modelado del sistema de bus IEEE 33, así como su integración con condensadores y viento DG en el lado de la carga. La sección "Investigación de la ferroresonancia" investiga la ferroresonancia en una variedad de condiciones de falla en serie en el lado de la carga y en el GD del viento. La sección "Mitigación de ferroresonancia" presenta el RLS-SL propuesto como una nueva técnica de mitigación de ferroresonancia y la compara con algunos métodos de mitigación de ferroresonancia existentes. La conclusión del documento se da en la sección "Conclusión".

Esta sección presenta un estudio de caso sobre un bus DS IEEE-33 modificado penetrado con múltiples DGS. Luego de su construcción con 33 buses y 32 líneas28,29, se simuló con el software PSCAD/EMTDC, siendo el nivel de tensión del sistema de 12,66 kV. A continuación, se modificó añadiendo cinco condensadores (tercer tipo DG) y una turbina eólica (primer tipo DG) para mejorar el voltaje y reducir las pérdidas. La Figura 1 presenta la configuración del sistema de 33 buses IEEE integrado con DG. En particular, los condensadores se colocaron lo más cerca posible de las cargas. Como resultado, todos los condensadores se conectaron a una tensión de carga de 0,4 kV después de un transformador de distribución de 12,66/0,4 kV, y la GD eólica se conectó al sistema a través de un transformador de 0,69/12,66 kV. Luego, los tamaños de los capacitores se determinaron utilizando la Ec. (1)30. Los tamaños y ubicaciones de todos los capacitores y la turbina eólica se muestran en la Tabla 128,31.

Un sistema de bus IEEE-33 modificado integrado con DG.

La Figura 2 muestra el voltaje en todos los buses antes y después de la integración de DG. Quedó claro en la Fig. 2 que el papel de los DG en el soporte del valor de voltaje de todos los buses del sistema estaba cerca del valor nominal.

Valores de voltaje de los buses del sistema antes y después de la integración de los GD.

Las principales causas de la activación de la ferrorresonancia son las conmutaciones anormales y las fallas. Pueden resultar en la interacción de la inductancia no lineal con la capacitancia del sistema. En esta sección, se analizarán las acciones que investigaron la ferrorresonancia en el sistema IEEE modificado.

Primero, se evaluaron todas las cargas vinculadas a los capacitores, luego de lo cual se investigaron todas las separaciones anormales en las terminales del transformador de distribución, lo que resultó en investigaciones de ferroresonancia en dos casos.

Caso uno: la carga estaba sombreada, lo que indica una falla en una sola fase del lado de alta tensión. Por lo tanto, este caso se modeló separando CB1 y cualquier fase de CB2, como se muestra en la Fig. 3. Si bien este modelo resultó en ferrorresonancia subperiódica en la fase separada en el lado de alto voltaje del transformador, resultó en dos fases en el lado de alta tensión. lado de baja tensión. Además, la Fig. 4 muestra la onda de voltaje que precede y sigue al momento de separación. Aunque en el lado de alto voltaje, el valor del voltaje aumentó a 1,98 pu, en el lado de bajo voltaje aumentó a 1,45 pu.

Caso dos: la carga también estaba sombreada, fallando en las dos fases del lado de alta tensión. Por lo tanto, este caso se modeló separando CB1 y cualquiera de las dos fases de CB2, como se muestra en la Fig. 3. Si bien este modelo resultó en ferrorresonancia subperiódica en una fase de las fases separadas en el lado de alta tensión con un valor de 2,19 pu, el otra fase separada en el lado de alto voltaje de la ferroresonancia subarmónica apareció con un valor de 1.7 pu. Esta ferrorresonancia subperiódica resultó en un voltaje bajo de 1 valor pu en todas las fases. La Figura 5 representa la onda de voltaje que precede y sigue al momento de separación de las fases no saludables.

Separación y conexión de las fases de carga y transformador en el lado de AT.

Ferroresonancia en el caso uno de separar CB1 y cualquier fase de CB2.

Ferroresonancia en el caso dos de separar CB1 y dos fases cualesquiera de CB2.

En este trabajo se estudiaron todas las condiciones de separación anormales en la GD eólica integrada en el sistema de 33 buses IEEE modificado. La Figura 6 indica la conexión del GD eólico al sistema en estudio. Las investigaciones revelaron que todas las condiciones de falla en serie dieron como resultado ferroresonancia, como se resume en la Tabla 2. Los eventos del 1 al 3 muestran una ruptura de fases similares en ambos lados del transformador, lo que resultó en ferroresonancia cuasi periódica (QPF) en ambos lados del transformador. el transformador DG. Los resultados de estos eventos fueron similares, y el del evento 3 se presentó como un ejemplo representativo de esta etapa en la Fig. 7. Por el contrario, los eventos del 4 al 9 mostraron la ruptura de fases diferentes en ambos lados del transformador. Aunque también resultaron en QPF en ambos lados del transformador DG, y los resultados de estos eventos fueron similares, como se muestra en la Fig. 8, el resultado del evento nueve difirió, como se muestra en la Fig. 9. Los eventos del 10 al 18 , sin embargo, indican la ruptura de dos fases en el lado de alto voltaje y una fase en el lado de bajo voltaje del transformador DG. En particular, aunque dieron como resultado QPF en el lado de alto voltaje del transformador DG, también dieron como resultado una ferroresonancia subarmónica (SHF) en el lado de bajo voltaje del transformador DG. Además, los resultados de estos eventos fueron similares. El evento 17 se presenta como un ejemplo representativo de esta etapa en la Fig. 10. Sorprendentemente, los eventos del 19 al 21 muestran que la ruptura de una fase en el lado de alto voltaje del transformador DG resultó en SHF en ambos lados del transformador DG. transformador, lo que también indica que los resultados de estos eventos fueron similares. El evento 21 se presenta en la Fig. 11. Finalmente, los eventos del 22 al 24 representan la ruptura de dos fases en el lado de alta tensión del transformador DG. El evento 24 se presenta en la Fig. 12. La Tabla 2 muestra todos los arreglos de separación, incluidos sus tipos de ferrorresonancia y valores de voltaje.

Esquema que muestra la conexión de la GD eólica al sistema.

Ferroresonancia en el evento 3.

Ferroresonancia en el evento 8.

Ferroresonancia en el evento 9.

Ferroresonancia en el evento 17.

Ferroresonancia en el evento 21.

Ferroresonancia en el evento 24.

Se puede observar que resultaron en SHF en ambos lados del transformador DG, siendo los resultados de estos eventos similares. Era evidente que el valor y la forma del voltaje resultante no cambiaban a medida que variaba el tiempo de falla.

La ferroresonancia da como resultado un aumento sustancial en la corriente y/o el voltaje, lo que representa un grave riesgo para los componentes de la red eléctrica. Por esta razón, los investigadores se concentraron en reducir la frecuencia de este fenómeno para evitar sus importantes problemas técnicos y financieros. En esta sección se presenta el RLC-SL como técnica de mitigación de ferrorresonancia, junto con sus procedimientos de diseño.

Esta sección propone un RLC-SL como un nuevo método para mitigar la ferrorresonancia investigada. El método RLC-SL propuesto se comparó primero con el método de resistencia en derivación utilizado en 32, el método de reactor en derivación utilizado en 33, el método de resistencia en serie utilizado en 34 y el método de reactor no lineal en derivación utilizado en 35. En particular, el método RLC-SL propuesto es un RLC de derivación que se conecta al lado de bajo voltaje del transformador. Como indica la Fig. 13, el RLC-SL estaba conectado por un interruptor que recibe una señal de disparo del detector de secuencia negativa. Además, durante el estado de ferroresonancia, la secuencia negativa tenía un valor mayor que cero. Por lo tanto, los cambios en el valor de secuencia negativa podrían usarse para activar el interruptor, como también lo demuestra la Fig. 13. Con este fin, se utilizó el RLC-SL propuesto para mitigar la onda ferrorresonante a la forma más cercana del voltaje de estado estable. La ecuación 2 demuestra el modelo matemático utilizado para obtener un voltaje de estado estable.

donde Vsd es el voltaje de estado estable, Vmax es el voltaje máximo y f es la frecuencia del sistema.

Posición y mecanismo de conexión RLC-SL.

Posteriormente, se podría deducir el efecto del RLC-SL del circuito equivalente en cada caso. El primer caso fue el estudio de carga, con el circuito equivalente después del evento de separación que se muestra en la Fig. 14. Como resultado, el circuito equivalente podría usarse para derivar las Ecs. (3)–(13) que expresan valores de voltaje de estado estacionario aplicando el método RLC-SL propuesto para mostrar cómo los cambios en los valores de los parámetros RLC afectan el valor de ${Z}_{RLC}$, cambiando posteriormente la onda de voltaje

donde Vxx es la onda de tensión después de insertar el RLC-SL, Icph es la corriente monofásica de la batería de capacitores y Xcph es la impedancia monofásica de la batería de capacitores.

donde Isource es la corriente de la fuente e IRLC es la corriente a través del RLC-SL.

donde Vx es la onda de tensión antes de sumar RLC-SL, y ZTotal es la impedancia equivalente de RLC-SL y la impedancia monofásica de la batería de condensadores.

donde IRLC es la corriente RLC-SL y ZRLC es la impedancia total de RLC-SL

donde Cph es el valor de fase del banco de condensadores y Cdelta es el valor de línea del banco de condensadores.

donde R es el valor de resistencia de RLC-SL, Xc es el valor de reactancia del capacitor de RLC-SL y XL es el valor de reactancia de RLC-SL.

donde C es el valor del capacitor de RLC-SL.

donde L es el valor de la inductancia de RLC-SL.

Circuito equivalente en el espárrago de carga aplicando el circuito RLC-SL.

El segundo caso incluía un generador de viento como GD, con el circuito equivalente después de una falla en serie indicado en la Fig. 15. En particular, el circuito equivalente podría usarse para derivar las Ecs. (8)–(16) que expresan el valor de ${V}_{xx}$ después de la adición de RLC-SL, donde ILoad1 es la corriente de carga del DG, y ${I}_{Wind }$ es la corriente DG. Luego, dado que la carga era constante, los cambios en los valores de RLC cambiaron los valores de ZRLC e IRLC, lo que resultó en cambios de valor de Vxx. Por lo tanto, rastreando el cambio en Vxx, podría determinarse el estado más cercano a Vsd.

El circuito equivalente en estudio DG después de agregar RLC-SL.

El ajuste del valor RLC-SL se divide en dos pasos: el ajuste conjunto de LC y la optimización de los valores RLC se ajustan de acuerdo con la ecuación. (17). Los procedimientos para obtener el valor deseado de R se muestran en la Fig. 16. El proceso de diseño comienza con el ingreso de la ecuación de onda de voltaje en la condición de ferroresonancia mediante el ajuste de la curva, luego se ingresa el rango aceptable de R. Los valores se modifican y actualizan hasta alcanzando los valores óptimos utilizando un procedimiento diseñado que se indica en el diagrama de flujo de la Fig. 16. El valor de R se deduce compensando con los muchos valores aceptados de R y comparando la forma de la onda resultante en cada valor con la onda de voltaje en el estado estacionario.

Pasos de ajuste RLC-SL.

Se elige el valor de R que impulsa la forma de onda de voltaje lo más cerca posible de la onda de estado estable. Este estudio se lleva a cabo utilizando el software MATLAB. La onda de tensión de ferroresonancia se inició mediante un archivo m de MATLAB que implementaba la herramienta de ajuste de curvas. Los valores de la RLC se determinan empleando las ecuaciones descritas anteriormente. (2)–(18). La Figura 16a muestra el diagrama de flujo del procedimiento de diseño implementado en la selección de los parámetros del esquema de mitigación propuesto. La Figura 16b ilustra un ejemplo de ajuste de curva para el estudio de carga en el caso uno. Como resultado, se puede determinar el valor RLC-SL adecuado para cualquier sistema. La efectividad y eficacia del esquema propuesto se demostrará comparando su resultado con los obtenidos utilizando otros métodos de mitigación de ferrorresonancia existentes en la literatura.

donde L y C son los valores de capacitor e inductancia de RLC-SL.

Esta sección implementó y comparó los métodos de mitigación publicados anteriormente con el método propuesto. Por lo tanto, se implementaron la resistencia en derivación36, el reactor en derivación, el reactor en derivación no lineal, la resistencia en serie y el RLC-SL, con el resultado de cada técnica indicado por un color distinto (la resistencia en derivación se representó en negro, el reactor en derivación se representó en amarillo, la resistencia en serie fue representado por rojo, el inductor no lineal estaba representado por verde, y el RLC-SL propuesto estaba representado por azul). Mientras que los resultados que utilizan técnicas de mitigación de ferrorresonancia para los casos de estudio de carga primero y segundo se muestran en las Figs. 17 y 18, los resultados de implementar técnicas de mitigación con la unidad de viento en condiciones de ferrorresonancia se indican en las Figs. 19, 20, 21, 22, 23 y 24.

Mitigación de ferroresonancia en el caso uno de estudio de carga.

Mitigación de ferrorresonancia en el caso dos del estudio de carga.

Mitigación de ferrorresonancia en el evento 3.

Mitigación de ferrorresonancia en el evento 8.

Mitigación de ferrorresonancia en el evento 9.

Mitigación de ferrorresonancia en el evento 17.

Mitigación de ferrorresonancia en el evento 21.

Mitigación de ferrorresonancia en el evento 24.

Al implementar el método de resistencia en derivación, los casos 1 y 2 de la carga no mostraron una mitigación efectiva, como se muestra en las Figs. 17 y 18, mientras que en el estudio de la unidad de viento se observó una mitigación efectiva, como las Figs. 19, 20, 21, 22, 23 y 24 indican. Como resultado, se consideró como una solución sin sentido.

Por el contrario, al implementar el método del reactor no lineal en derivación, aunque se observó una mitigación efectiva en los casos 1 y 2 de la carga, no fue una buena solución debido a la alta distorsión en la forma de voltaje, como se muestra en las Figs. 17 y 18. Además, en el estudio de la unidad de viento, si bien no se observó una mitigación efectiva, como las Figs. 19, 20, 21, 22, 23 y 24 indican; algunas fases estaban distorsionadas, como los eventos 12 y 13, como se muestra en las Figs. 19, 20, 21, 22, 23 y 24.

Además, se observó una mitigación efectiva en el estudio de la unidad de viento al implementar el método del reactor de derivación, como se muestra en las Figs. 19, 20, 21, 22, 23 y 24, mientras que en el estudio de carga no hubo una mitigación efectiva, como las Figs. 17 y 18 indican.

Sin embargo, al implementar el método de resistencia en serie, aunque los casos 1 y 2 mostraron una mitigación efectiva, como se muestra en las Figs. 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23 y 24, se consideró una solución antieconómica porque provocaba pérdidas permanentes en el sistema.

Por lo tanto, considerando la factibilidad económica de este método, la vida útil promedio del transformador debe oscilar entre 25 y 40 años37,38. Suponiendo que la vida media es de 35 años, este período equivale a 302.400 h. Además, según el Global Energy Institute, mientras que el costo de un kilovatio-hora en Estados Unidos es de 11,18 centavos, o 0,1181$, el costo de las pérdidas por el paso de solo 1A de una unidad eólica fue de 1071,5$, que es 557 $ en la carga. Como resultado, el costo total de las pérdidas supera el costo de los transformadores necesarios para protegerlos de la ferrorresonancia. Por lo tanto, es preferible evitar el uso de esta técnica. Sorprendentemente, la implementación del método RLC-SL propuesto mostró que los casos 1 y 2 fueron efectivos en la mitigación, como se muestra en las Figs. 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23 y 24. Mientras que las celdas verdes indican que el voltaje en esa fase era normal y no se vio afectado por fallas en serie, las celdas rojas indican que el voltaje en esa fase se distorsionó después de aplicar la técnica. La Tabla 3 también muestra la eficacia del RLC-SL propuesto en comparación con la resistencia en serie y el reactor de derivación para mitigar la ferroresonancia. Como se indicó anteriormente, el reactor de derivación no logró mitigar la ferrorresonancia durante los estudios de carga, proponiendo la resistencia en serie como una solución poco económica. Como resultado, el RLC-SL propuesto fue la solución más eficaz para la mitigación de la ferrorresonancia. La Tabla 3 presenta los valores máximos de tensión de salida para cada fase después de haber aplicado todas las técnicas al viento.

La ferroresonancia es una condición peligrosa causada por la asociación en serie de capacitancia equivalente e inductancia no lineal. Puede dar como resultado una sobretensión sostenida que dañe el equipo. Por lo tanto, este documento discutió el punto de brecha de investigación, representado por estudios de verificación de ferrorresonancia en DS penetrados por DG. Luego, se presentaron escenarios que podrían conducir al IEEE 33-bus DS integrado con multi-DGs a ferroresonancia, luego de lo cual se confirmaron las condiciones de ferroresonancia y sus consecuencias simulando el DS en PSCAD/EMTDC. Finalmente, se propuso un método para mitigar la ferrorresonancia en redes de distribución utilizando RLC-SL, luego de lo cual se proporcionó una técnica para determinar los valores de RLC que se ajusta al bus DS IEEE-33 modificado y puede aplicarse a cualquier otro sistema. Durante la ferrorresonancia, el RLC-SL propuesto se conectó al sistema a través de un interruptor controlable que toma una señal de disparo del detector de secuencia negativa. Por lo tanto, el RLC-SL diseñado se evaluó en comparación con la resistencia en derivación, el reactor no lineal en derivación, el reactor lineal en derivación y la resistencia en serie. Sorprendentemente, el método propuesto superó a los otros métodos en términos de eficiencia de mitigación de ferrorresonancia.

Los datos que respaldan los hallazgos de este estudio están disponibles del autor correspondiente a pedido razonable.

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Los autores agradecen a la Facultad de Ingeniería, Universidad de Mansoura, El-Mansoura, Egipto, y al Instituto Superior de Ingeniería, Academia El-Shorouk, El Cairo, Egipto, por proporcionar las instalaciones necesarias para llevar a cabo el trabajo.

Financiamiento de acceso abierto proporcionado por The Science, Technology & Innovation Funding Authority (STDF) en cooperación con The Egyptian Knowledge Bank (EKB).

Departamento de Energía y Máquinas Eléctricas, Instituto Superior de Ingeniería, Academia El-Shorouk, El Cairo, Egipto

Alaa M. Abdel-hamed y Mohamed M. El-Shafy

Departamento de Ingeniería Eléctrica, Facultad de Ingeniería, Universidad de Mansoura, Mansoura, Egipto

Mohamed M. El-Shafy e Ibrahim A. Badran

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Todos los autores han participado en (a) la concepción y el diseño, o el análisis y la interpretación de los datos y (b) la redacción del artículo o la revisión crítica del contenido intelectual importante.

Correspondencia a Mohamed M. El-Shafhy.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

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Acceso abierto Este artículo tiene una licencia internacional Creative Commons Attribution 4.0, que permite el uso, el intercambio, la adaptación, la distribución y la reproducción en cualquier medio o formato, siempre que se otorgue el crédito correspondiente al autor o autores originales y a la fuente. proporcionar un enlace a la licencia Creative Commons e indicar si se realizaron cambios. Las imágenes u otro material de terceros en este artículo están incluidos en la licencia Creative Commons del artículo, a menos que se indique lo contrario en una línea de crédito al material. Si el material no está incluido en la licencia Creative Commons del artículo y su uso previsto no está permitido por la regulación legal o excede el uso permitido, deberá obtener el permiso directamente del titular de los derechos de autor. Para ver una copia de esta licencia, visite http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/.

Reimpresiones y permisos

Abdel-hamed, AM, El-Shafhy, MM & Badran, EA Un nuevo método para la supresión de ferrorresonancia en un sistema de distribución de 33 buses IEEE integrado con generación multidistribuida. Informe científico 13, 3381 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-30268-w

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Recibido: 21 noviembre 2022

Aceptado: 20 febrero 2023

Publicado: 28 febrero 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-30268-w

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