Int ern at i onal  Journ al of Ele ctrical  an d  Co mput er  En gin eeri ng   (IJ E C E)   Vo l.   10 ,  No.   4 ,  A ugus t   2020 ,   pp. 337 5~33 83   IS S N: 20 88 - 8708 ,  DOI: 10 .11 591/ ijece . v10 i 4 . pp3375 - 33 83          3375       Journ al h om e page :  http: // ij ece.i aesc or e.c om/i nd ex .ph p/IJ ECE   Loss all ocation in  distribu tion netwo rks with  distri bu ted  ge n erato rs  un de rgoin g network  reco nfi guration     Ambik a  Pr asa d H ota 1 , Si vkumar  M ishr a 2   1 Inte rna ti ona l  In stit ute of  In form at ion   Technol og y   Bhub ane sw ar ,   India     2 Cent re   for  Adv anc ed   Pos t  Grad uat e   Studie s ,  Bi j u  Patnaik  Univ er sit y   of Te chnol o g y ,   Indi a       Art ic le  In f o     ABSTR A CT   Art ic le  history:   Re cei ved   A pr   3,   2019   Re vised Jan  13 , 2020   Accepte d  Ja n 3 0,   2020     In  thi s  pap er,  a   bra nch   exc h an ge  base d   heur is ti c  n et work  r econfigura t ion   m et hod  is  proposed  for  obta i n in g  an  opti m al   n etw ork  in  a  der eg ula t ed  power   s y stem.  A  uniq ue  bus  ide nti f i ca t ion  sche m e  is  emplo y ed  w hic h  m ake s    the   loa d  f low  a nd  loss  calc ul ation  fast er  du e  t o  it s  r educed  s ea rch   ti m e     under   var y ing  net work  topol o gic a l  envi ronm ent .   Th e  propo sed  power    loss  al loc a ti on  te chn ique   e li m i nat es  the   eff e ct  of  cro ss - te rm   ana l y t ical l y     from   the   loss  f orm ula ti on  with out  an y   assum pti ons  and  appr oximati ons.     The   eff ective n e ss   of  the   proposed  rec onfigu r at ion  and  loss  al lo ca t ion   m et hods  are   inv esti gated  b y   co m par ing  t he  r esult s  obtained  b y  the   pr ese n t   appr oac h   with   t hat   of   the  ex isti ng  “ Quadra tic  m et hod”   using  a   3 3 - bus  rad ial   distri buti on   s y st em wit h/wit hou t   DG s.   Ke yw or d s :   Distrib uted ge ner at or     Loss   al locat ion    Netw ork reco nfi gurati on    Ra dial dist rib ut ion   netw ork   Copyright   ©   202 0   Instit ut e  o f Ad vanc ed   Engi n ee r ing  and  S cienc e .    Al l   rights re serv ed .   Corres pond in g  Aut h or :   Am bik a Pr asa d H ota,    In te r natio nal Inst it ute of  Inform ation  Tec hn ology   Bh ubane swar,    Bhuba nesw a r,  Od is ha, I nd ia .   Em a il :  c11 7001@ii it - bh.ac .in       1.   INTROD U CTION   In   a  de regulat ed  en vir onm e nt  an d  with  the  em erg ence   of   sm art  gr id s,  it   is  the  co ns um ers  a nd   distrib uted   ge ne rators  (DGs)  of  the   distri bu t ion  syst em   (D S) ,   w ho  will   ul tim at el y  pay  or  get   pai d  for   thei r  ind ivi du al  sh a r e  of  net wor k  util iz at ion .  Acti ve   powe r  lo ss  in   el ect rici ty   distrib ution  is  a p r om inent  com po ne nt   of   this  netw ork  util iz at ion   cost.  He nce,  it   is  to  be  rec ov e red   f r om   the  ne twork  us ers  by   su it ably   and  fairly   al locat ing   it   a m on g  them .  T he  non li nea r  r el at ion sh i p  between  po wer  loss  a nd  i nj ect ed  powe rs  m akes  l os s   al locat ion  ( L A )  process   dif fic ult  an d  c om pli cat ed  [ 1]. S im ultaneo us ly ,  i n  el ect ric  po wer  distri bu ti on n e tworks   (EPDNs ),   the r e  is  a   gr owin g  tren d  in  th e  pen et rati on  of   D Gs  beca use   op ti m al   pl ace m ent  of   D Gs  in     the  EP DNs  of t en  le ad   to  s ub sta ntial   reducti on  in  act ive   powe r  lo ss  [2 ] .  Ther e f or e,   it   is  essenti al   to  al locat e   this  decr ease  in  powe r  loss  a m on g  the  network   par ti ci pa nts  j udic io us ly   as  per   their  act ual  con tri buti on   towa rd s   syst em   loss   re duct ion  ( SLR).   F ur t her,  L A  to   the   end  use rs   get  a ff ect ed   du e   to  the  ch an ging  ne twor k  topolo gy  i.e.  ne twork  rec onfi gurati on  ( NR) ,   w hich  is  al s o  an  est a blished  m et ho d  of  loss   reducti on  i n  E PDNs.   Th us ,  base d  on  one ’s  c hangi ng   relat ive  po s it ion   in  the   net wo rk  an d  the   ty pe  of  loa d,   a  consum er/DGO  m ay   ei ther  ha ve  to  get r ewa r ded   or p e naliz ed.  He nce,  the re is a scope to  an al yz e the i m pact o f  NR on  act ive p owe r  loss  al locat ion   in  m od er n  dist rib ution   netw orks ,  pa rtic ularl y,  wh e n  ve ry  li tt le  wo r k  has  been   repor te d   wh e re   bo t h NR a nd L A  a re c on si dered to gethe r.   Lit eratur e  surv ey   rev eal s   tha t  m os t  of  the   LA  m et ho ds  wer e   init ia ll y  pro po se d  f or  transm issi on  syst e m s  [3 ] ,  and   la te r ,  LA  m et ho ds   e xclu sively   m eant  fo r  distrib utio n  syst e m s  are  rep ort ed  i n  Re f s  [4 - 11] .   W it h  th e  pen et rati on   of   DGs,   the  LA  m et ho ds   are  m od ifie d  an d  pr opos e d  acco rd i ng ly .  A  powe r  s umm at ion   base d  LA  al go rithm   is  dev el op e d  in  [5 ]   w her e  the  c r os s - te rm   of   powe r   loss  eq uation  is  bifurcate d  a m on g    the  respo ns ible   nodes  us i ng   a   qu a dr at ic   sche m e.  This  te chn iqu e  is  furthe r  exten ded   for  energy  cal culat ion   in   Re f.   [ 6]  thr ough  a  sta ti sti cal   a naly sis  of   daily   load  an d  generati on   c urves  of   DGs.  I n  [7 ] ,   a  three  ste ppe d  L A   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                          IS S N :   2088 - 8708   In t J  Elec  &  C om p  En g,   V ol.  10 , No .  4 ,  A ugus t  2020  :   3375   –   3383   3376   proce dure  is  di scusse d  w here  in  the  fir st  ste p;  losses  are   assigne d  to  l oads  the n  in  t he  ne xt  ste p  t o  D Gs .     In   t he  thi rd   ste p  norm al iz a tio n  te ch nique  i s  us e d  for  fin al   set tl e m ent  of   t he  lo sses.  Howe ver,  the  m et hod  discusse d  i n  [ 8]   do es  no t  require  a ny  rec onci li at ion   proce dure  f or  al loca ti on   of  lo sses  wh e re  the  c r oss - te rm s   are  s har e d  us i ng  a   ge om et r ic   schem e  of   L A.  Kas hyap   an d  De  [9 ]   ha ve  propose d  a   pr opor ti onal   s har i ng  base d  LA  sc hem e  for   distri bu ti on of   losses   am on g t he  c on s um ers  and  D G   unit s.  In  this  a ppr oac h,   l oa ds   a re  as s ign e d   losses  acco rd i ng   to  their  c ontrib utio n  an d  then  DGs  ar e  al locat ed  by  con side rin g  a   con trib utio n  m at rix   fo ll owe d  by  powe r  s ha rin g  m at rix.   T he  m et hod  de velo pe d  i n  [10]  us e s  a  par ti ci pati on  m at rix  to  i den ti fy     the  par ti ci patio n  of   nodes  in  the  loss  of  each   br anc h.   An   a na ly ti cal  coo pe r at ive  gam e   theor y  base d  te ch nique  is  fo ll ow e d  in   the  de velo pe d  m et ho d  [ 12 ]   w it h  Sh a pley   val ue  to   ove rco m e  com pu ta ti onal   bur den  al on g  with  fair  al locat io n.  K um ar  et   al .  [13]  de velo ped   a   br a nc h - or ie nted  ci rc uit  theo r y  base d  LA   te ch nique  w hich   use s  a  con t rib ution ba sed  l os s all ocat ion   facto r for  bi fu r cat io n o f  th e cr os s - te rm s p resen t i n  the   power l os s  eq uation.   More ov e r,   Mi s hr a  et   a l.  [ 14 ]   pr ese nted  a  c om pr ehen sive  r eview  of   var i ous  NR  m et ho ds  up   t o  20 16.   Heurist ic - base d  NR  m e tho ds  converge  ve ry  qu ic kly  as  com par ed  to  the  m e ta - heuri s ti c  search  bas ed  NR   m et ho ds   [ 15 ] .  Howe ver,  he uri sti c  m et ho ds   do  not  al ways  gu ara ntee  a  glob al   m ini m u m   co nf i gurati on.  I n  [16 ] ,   a  br anc h  exc ha ng e  based   he ur ist ic   NR  al go rithm   is  pr opos e d  for  the  f ulfillm ent  of   reli abili ty  and   powe r   qu al i ty   base d  obj ect ives .  G ha sem i  [1 7 ]   s ugge s te d  a  he uri sti c  NR  al go rithm   fo r  reli a bili ty   based   in dices.   Gam apa  and   Das  [ 18 ]   us e d  a  he ur ist ic   m et hod  f or  a  f uz zy   m ulti - ob je ct ive  NR  with   DGs.  Das  et   al .  [19]  pro po se d  a  he ur ist ic ,  ci rcu la r   m echan ism   fo r  N R  in  the  presence  of  D Gs .  In   [ 20 ] ,  a  two - sta ge  he ur ist ic   NR  m et ho d  us in g  op ti m al   load  f low   is  intr oduc ed.   Ty agi  et   al .  [21 ]   al so   pro posed  a  tw o - sta ge  heurist ic   NR  al gorithm   fo r  l oad a bili ty   enhancem ent.  Jasthi  an d  Das   [ 22 ]   propose d  a   loss  form ula  ba sed  he ur ist ic   m et hod  for  NR.  A s  NR   is  pr oven  to  be   the  m o st  eff ect ive  m eans  of   m ini m iz ing   act ive  powe r  loss  for  EPDNs ,  so ,   it   is   essenti al   to  st ud y  t he  im pact  of   NR  on  th e  loss  al locat i on  m et ho ds   in   a  distri bu ti on   syst e m ,  wh e r e  it   is   assum ed  that  the  co nsum ers  hav e  t o  pay  f or  the  losse s  or  so m et i m es  g et   rew a rd e d .  Oliv ei ra  et   al .  [23 ]   wer e   the  fir st  to  c on sider  NR  a nd  LA  t og et her  f or  distrib ution  s yst e m s  with  D Gs,   w her e   the  NR  is  e xecu te d  us in g    a  he ur ist ic   m et hod  a nd  the   loss  al l ocati on  us in g  Z - bu s   m e tho d  [ 24] ,   but  the   fin di ng s   wer e  not   ve ry  convinci ng.  S a vier  a n d  Das  [ 25 ]   st ud ie d  t he   i m pact  of    N R  on  L A  i n  a  m uch   bette r  w ay ,  w her e   a  he ur ist ic  br a nc h  ex cha nge  based  al gori thm   is  e m plo yed   f or  opti m al   reconfi gurati on,  a nd  the n  quadr at ic   los s  al locat io n    schem e  is  us e d  to   al locat e  l os ses   to  va rio us   c onsu m ers  in  a  rad i al   dist rib ution  net work  (R DN)  befo re  a nd  after  the   rec onfi gurati on.  R ecentl y,  a  m etah eu ri sti c  base d  fi ref ly   al gor it h m   [2 6 ] ,  a   m od ifie d  FBS   base d  te chn iq ue  [27 ]   and   a  G rey  Wo l f  opti m iz a ti on   m et ho d  [ 28 ]   are  al s o  intr oduce d  f or   ob ta ini ng   a n  e ff ic ie nt   reconfi g ure d p ow e r dist rib ution net wor k wit h  im pr oved  vol ta ge  pr of il e.   In   t he  li gh t  of  the  ab ov e  de velo pm ents,  this  pap e r  car ries  the  analy sis  furthe r.   F or   fa ir  al locat ion,     a  new   loss  al locat ion   te ch ni qu e  is  em plo yed   in  sect ion - 2.   Sim ultaneou sly ,  syst e m   l os s  is  r ed uce d  us in g    a  he ur ist ic   bra nch  exc ha ng e   (BE)  base d  N R  ap proach,  w hich  is  desc rib ed  in   sect io n - 3.  As   the  LA   s chem e   us es  the  c onve rg e d  loa d  fl ow  resu lt s,  a nd  in   NR,  s uccessiv e  load  flo ws  ar e  perform ed  for  cha ngin g  net w or k  topolo gies  wit h  suc cessi ve  br a nc h  exc ha nges,  a  for ward - bac kw a rd   s weep   base d  lo ad  fl ow   te c hniqu e  as   descr i bed  in  [ 2]  is  i m ple m e nted  with  a  uniq ue  bus  i de ntific at ion   sc hem e.  In   sect io n - 4,   t he  ef fici ency  of     the  pro po se d  m et ho d  is  eval uated  by  com par in g  the  LA  r esults  with  the   existi ng   Q ua dra ti c  m et ho d  at   bo th   befor e  and a fte r  NR  consi der i ng a  33 - bu s  R DN w it h/ without D Gs. Co ncl us ive  r em ark s  are m ade in  se ct ion - 5.       2.   NEW  METH OD OF LO SS  A LL O CA TI ON   The  pro pose d  LA  schem e  is  exp la ine d  by  c on si der i ng   a  sa m ple   10 - bus  RDN  as  s how n  in  Fig ur e  1.  Fo r   the   sa ke  of  sim plicity   in  the  a naly sis,  th e  substat io n  bus  is  in de xed  as   ‘ 1’  an d  t he  s ubse qu e nt  bu s es   al ong  the  m ai n  feed e r  an d  la te ral  fe eder s  a re  in de xed   i n  the  i ncrea sing   orde r.   The  br a nc h  nu m ber   is  on e  unit   le ss  than   that  of  it s  receivi ng  e nd  node   nu m ber .   I n  this   ty pe  of  RD N,  the   tot al   num ber   of  branc hes   ( nbr)  i s  one   un it  less t han t hat of t he  total   nu m ber   of no de s (nb) i n  the  net work.     2.1.    Prop os ed  bu s   identifica tio n  scheme   To  identify   th e  adj ace nt  bu s es  and   the  sub seq uen t  buses  in  a  RDN,   sev eral  arr ay s   are   pr op os e d.  These  a rr ay s  m ake  the  loa d  flo w  faste r  due  to  it s  re du ce d  sea rch   ti m e.  The  a dj ac ent  buses  in   the  R DN   a re   detect ed  an d  s aved   in  a n  arra y  adb []  of   dim ension   twic e   the  nb r .  Tw o  po i nter  ar rays  of   dim ension   e qu al   to     the  num ber   of   bu s es  ‘ nb’  ar e  pr ese nted ,  w he re  the  ar rays  m f  [i]   and   m t[i ]   are  us e d  to  point  the  sta rti ng  an d  end i ng  m e m or y  locat ion s  i n  t he  a db[]  arr ay ,  r especti vely . Sim i la rly ,  an  ar r ay   pb[]  is  us e d  to  ide ntify  an d  store  al l  the  previ ous  buses  of  the  RDN.  T he  c onstructio ns   of  these  a rr ay s  a re   perf or m ed  us i ng  net work  da ta   a nd   si m ple p r ogra m m ing  techn i ques.  The  adjac ent and  previ ous  bus  data of t he 10 - bus  RD N  as  sho wn  i n  Figure  1  are  sto red   i n  th e  arr ay s  m f,   m t ,  ad b  an d  pb   as   sh ow n  in  Fi gure  2  to  desc rib e  the  s tora ge  a nd   pointer  ope rati on   of  these  a rr ay s .     Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
In t J  Elec  &   C om p  En g     IS S N: 20 88 - 8708       Lo s s   alloc atio n i n dist ribu ti on  n et work s wi th  distri bu te d gene ra tors  un der goin g…    ( A mb ik a  Pr asad H ot a )   3377   Si m il arly ,  tw o  ot her   ar rays  nsb[]  a nd   sb []  ar e  pro pose d  f or   pro vid in g  i nfor m at ion   a bout     the  s ub se quent   buses.   All  th e  subse qu e nt  bu s es  c orres pond i ng  to  eac h  branc h  of  the   RDN   are   sto r ed  i n    the  arr ay   s b[ ] , an d  t heir  re sp e ct ive  nu m ber s ( i.e.  the n um ber   of  subse quent   bu se s)  a re  sto r ed  in  the  a rr ay  n sb[]   (d im ension   e qual   to  nbr ).   Th e  sta rting  an d  end i ng  m e m or y  locat ion s   of  t he  s b[ ]   a rr ay   a re  po i nted  out  by  tw o  po i nter  a rr ay s   m fs  and   m ts,  r especti vely .  T he  s ubse qu e nt  bu s   data  of  the   10 - bus  R DN   as  sho wn  in   Fi gure  1   al ong  with   the   represe ntati on  of   br a nc h - (2)   are  sp eci fied  in  the  ar rays  s b,   nsb,  m ts  and   m fs  as  sh own  i n  Figure  3.   Thes e  arr ay s  a re  form ed  us in g  the   netw ork  data  and  sim ple  pr ogram m ing   te ch niques  in   MA TLA B   (R2018 b)   e nv i ronm ent.  The  util iz at ion   of   t he  p rop os ed  a rr ay s  in  both  load  fl ow   (LF)  analy sis  and  loss   al locat ion   redu ce the c om pu ta ti on al  tim e and h e nce, wor ks   m or e eff ect ivel y for lar ger  R D Ns.   In each  sta ge of  NR,  the  ar rays  are  rec on st ru ct ed  base d  on  th e  reconfi gured  RDN   a nd   syst e m   loss  cal culation   is  pe rfor m ed  f or   ob ta ini ng opti m al  r econfig urat ion .            Figure  1. A  Sa m ple 1 0 - Bu s R DN           Figure  2. Sto ra ge  a nd pointe r op e rati ons  of  m f,   m t, p b  a nd  adb ar rays           Figure  3 .  Sto ra ge  a nd pointe r op e rati o ns   of  m fs,   m ts, sb  and  ns b ar rays   S / S 2 1 3 4 5 7 8 10 ( 2 ) ( 5 ) ( 7 ) 9 6 ( 1 ) ( 3 ) ( 4 ) ( 6 ) ( 8 ) ( 9 ) t l =[ 4 , 9 ]       ss =[ 3 , 4 ] mf ( i ) mf ( 3 )= 5 mt ( 3 )= 7 a d b ( 5 ) a d b ( 7 ) ( i ) 1 2 3 4 5 6 7 1 2 5 8 10 11 13 8 9 10 ( i ) 1 2 3 4 5 6 7 1 4 7 9 10 12 13 8 9 10 mt ( i ) 14 17 18 16 17 18 Bu s ( i ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Bu s ( i ) 1 2 3 4 5 6 7 Pb ( i ) 0 1 2 3 4 8 9 10 3 6 2 8 8 s 1 2 3 4 5 6 7 a d b ( s ) 2 1 3 8 2 4 6 8 9 10 11 3 5 4 3 7 12 13 14 15 16 17 18 6 2 9 10 8 8 m f s ( 2 )= 10 m t s ( 2 )= 14 sb ( 10 )= 3 sb ( 14 )= 7 n s b ( 2 )= 5 i 1 2 3 4 5 6 sb ( i ) 2 3 4 5 6 7 7 9 10 11 12 13 14 10 3 4 5 6 7 8 8 9 15 16 17 4 5 5 18 20 21 22 23 24 25 7 8 9 10 9 10 19 6 7 n s b ( b ) j 1 2 3 4 5 6 9 5 2 1 2 1 7 8 9 3 1 1 m f s ( b ) b 1 2 3 4 5 6 1 10 15 17 18 20 7 8 9 21 24 25 m t s ( b ) b 1 2 3 4 5 6 9 14 16 17 19 20 7 8 9 23 24 25 Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                          IS S N :   2088 - 8708   In t J  Elec  &  C om p  En g,   V ol.  10 , No .  4 ,  A ugus t  2020  :   3375   –   3383   3378   2.2.     Form ula tion  of t he  LA m et ho d   In   t his  pa per,  a  forw a r d  bac kwar d  s weep   (FB S)   ba sed  l oa d  fl ow   m et ho d  as  discu ssed  i n  Re f.   [ 2]  is  carried   out  for   obta inin g  the   conve rg e d  val ues  of  bus  volt ages  as   these  a re   the  prere quisi te s  for  power  loss   al locat ion .  F ur t her,  the  inj ect i on   of   DG   pow er  aff ect s  powe r  loss  of  a  syst e m .  Hen ce,  in  order   to  in cl ud e  DG s  into  the  com puta ti on al   proces s  the  neg at ive  l oad   m od el ing   of   D Gs  [ 8]  is  fo ll ow e d.   T hus,   con si der in g  D Gs  as   neg at ive   loa ds ,   the  eq uiv al e nt   curre nt  injec ti on  (EC I)   at   a ny   arb it rar y  bus - i  of  the  R DN  with  net  node   powe r   inj ect io n  “ SLi  = PLi +  jQLi”   and bus  volt ag e “Vi” ca n be c om pu te d  as:       (1)     The  c urren t  of   br a nc h - b   can  be cal culat ed  by  ad di ng  t he  EC Is  of the s ubse qu e nt buses wi th the hel p of   sb ,  mts   and  mfs   ar rays  as:       (2)     Her e ,  I Lsb( i)   rep r esents the  ECI   of the s ubse quent cons um er of br a nch - b   wh i ch  is c onnecte d  at   node - i   The bra nc h  c urren t ca n be e xp resse d  in  term s  of c om plex  po wer o f  the  s ub s equ e nt loa d p oi nt s as:       (3)     The  re al   or   act ive  po wer   l os s  of   t he  bra nch - b   can  be  eval uated  in  te rm s  of   sen ding  en d  volt age  ( V s ) ,  rece ivi ng   end volt age  ( V r )  a nd the  br a nc h  c urren t  I(b)   as:       (4)     Wh e re,   ‘ *’ r e presents  the c on j ugat e  value  of  a co m plex n um ber .    Substi tu ti ng (3 )  in  (4)        (5)     Re arr a ng i ng ,       (6)       (7)   The  e xpressi on of Real  po wer l os s  for  t he br anch - b   ca n be  wr it te n  as:         (8)     It  is  ob ser ve d  fr om   (8 )  tha t,  the  custom e rs  beyo nd  bra nch - b   of   th e  RDN  are  respon si ble  f or     the  act ive  or  tr ue  powe r  lo ss   of  the  branc h - b .  He nce,   this  loss  ca n  be  al l ocated   to  t he  c on s um ers  th ose   ar e   connecte d  to  t he  s ub se quent   buses  of   th e  br a nc h - b   (i.e .  al l  sb ( i ) ,  wh er e  i   =  mfs( b)   to  mts( b) ).   T he refor e ,    the contri bu ti on  of no des  to  branc h p ow e r  lo ss can be  co m pu te d  a s:   , 2 , 3 , . . . . . . . , L i L i L i L i Li i i P j Q P j Q I f o r i n b V V     m t s b L s b i i m f s b I b I m t s b L s b i L s b i s b i i m f s b P j Q Ib V    Re sr P L o s s b a l V V I b       Re m t s b L s b i L s b i sr s b i i m f s b P j Q P L o s s b a l V V V           Re m t s b sr L s b i L s b i s b i i m f s b VV P L o s s b a l P j Q V      , sr s b i s b i s b i VV L e t A j B V m t s b s b i L s b i s b i L s b i i m f s b P L o s s b A P B Q Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
In t J  Elec  &   C om p  En g     IS S N: 20 88 - 8708       Lo s s   alloc atio n i n dist ribu ti on  n et work s wi th  distri bu te d gene ra tors  un der goin g…    ( A mb ik a  Pr asad H ot a )   3379     (9)     Th us ,  t he  t otal  loss  al locat io n  for  a   co nsum er  at   i th   bus  ca n  be  cal c ulate d  a s  the  a ddit ion  of  the  c orres po nd i ng   loss all ocati ons  f r om  each  of t he bra nc h - b   of  the RD N, an d  i s r e pr ese nted  in (1 0).       (10)     Hen ce , th e  tota l real  po wer  l oss o f  th e sys te m  can  be  cal cu la te d  as:       (11)       3.   PROP OSE D HE URISTI C NET WO RK RECO NFI GURATI ON ( NR)  METHO D   In   t he  pro po se d  heurist ic   NR m et ho d,  an   opt i m al   RDN  is  o btained   after   a series  of b ra nc h  e xch a nge s   (BEs) .  Tw o  he ur ist ic   ru le s  a re  f ollow e d  in   the  pro po se d  BE  te chn iq ue  to  achieve  a  m ini m u m   loss  RDN .   The  first  r ule  decides  the  ti e  li ne  (i.e.  the  first  m e m ber   of   the  BE  pair)   to  be  cl os e d  for  form ing   a  weak ly   m esh ed  netw ork .  T he  rad ia l  natu re  of  the  ne twork   is  re gai ned  by  ope ning  a  sel ect ed  branch  (secti on al iz ing  switc h)   from   t he  lo op   s o  for m ed  by  us in g  t he  seco nd  he ur ist ic   ru le .  The  pro po se d  BE  a lgorit hm   is  dev el op e d  to  m a intai n  the  rad ia l  str uctur e  of   t he  RD N  aft er  eac h  BE  so   that  loa d  flo w  ca n  be  perform ed  eff e ct ively .   Th us ,  t he  ar ray s  Fig ur e s   2  an d  3  a re  to b e  m od ifie d  acco rd i ng  to n e w  R DN  after  eac h  BE  s te p  f or  LF  a nd loss   cal culat ion .  Th e  NR  m et ho d  i s  ex plained   in  detai l  in  al gori thm - 1.   I n  this  pap e r,   t he  nor m al l y  op e n  sw it ch  or  ti e li ne  is de no t ed  as  ‘ tl ’, an d  t he norm al l y clo se d  s witc h or  sect ion al iz ing  switc h  is  de no t ed  as  ‘ ss ’.     Algo rit hm - 1:   STEP - 1 :   Re ad  the  in pu t  data of t he  RD N  a nd assig n,  Ntl = N um ber   of ti e li ne  in t he  RDN.   STEP - 2 :   Assign  j = 1   STEP - 3 :   Ex ec ute  load  fl ow   a nd  cal cula te   the  real  pow er  loss  (TPL oss)  of  the  base  netw ork  by  the   propose d  m et ho d.   STEP - 4:   Find the  pote nt ia l diff e ren ce  a cro ss  all  the tie  li nes  (i.e . VDi , for i =  j ,.... .N t l ) a nd ide ntify    the  ti e  li ne  with  m axi m u m   po te ntial   di ff e re n ce  (VDm ax) .   Als o,   fin d  t he   no de  vo lt age s   ( Vp  a nd  Vq) of  the tie  l ine ( tl  =  [p,  q])  h a ving m axi m um  p otentia l di ff e ren ce  VDm ax,   Let  say V p < V q.     STEP - 5 :   Cl os e  the  ti e  l ine  (tl)  ha ving   m axi m u m   vo lt age  diff e re nc e  (VDm ax)   an d  the n  open  t he  branc h    or   sect io nal iz ing   s witc h  (ss )   adj ace nt  to  t he  node - p  of   the  (tl)  to  m ain ta in  rad ia l  struct ur e  of    the  net wor k.   STEP - 6 :   Com pu te   the  powe r  loss  (TPL os s - ne w)   of   t he  ne wly  form ed  RD N  by  th e  propose d  m e thod  us i ng  m od ifie d  ar rays.   STEP - 7 :   Check  TPL os s   > TPL os s - ne w, if ye s s te p - 8  is  ex ec uted el se  ste p - 11 is foll owed .   STEP - 8:   Assign T PL os s  = TPL os s - new    STEP - 9 :   Check  for  al l  branc hes  of   t he  loop,  if  T PL oss  >  TPLoss - ne w,   ste p - 11   is  e xecu te d  ot herwise  ste p  10  is fo ll owe d.   STEP - 10 :   Sele ct   the  br an ch  ad j ace nt  to  the  pr e vious  br anc h  as  sect io na li sing   switc h  for  the  sam e  tie  li ne  (tl),  and f ollo w  ste p - 6.   STEP - 11 :   Che ck,  i f j=Ntl  pro ceed to  step - 12  else i ncr e ase  j   by one  unit  and e xecu te   ste p - 4.   STEP - 12 :   The   networ k  ob ta ined  is  the  op tim u m   con fi gure d  net work   and   the  c orres pondin g  TPL o ss  is     the m ini m u m  l os s  of the  n et w ork.       4.   RESU LT S  AND DI SCUS S ION   The  pro po se d  BE  base d  heur ist ic   NR  te chn i qu e s  al ong  wit h  pr ese nt  L A  s chem e  are  i m ple m ented  on  a   12.66 kV,  10 0  kVA ,  33 - bu s  RDN  as  s how n  in  Fi gure   4  [ 4]  in  MA TLAB  (R 2018 b)   e nv i ronm ent  fo r  evaluat in g  ef f ect iveness  of   t he  de velo pe d  LA  procedu re s  against  the  est ablished  Q ua dr at ic   Sc hem e  [25]  with/wit hout  DG s .  Th e  rela te d  li ne  an d  load  data  are  c ollec te d  from   Re f.   [ 4]  and   posit ion s  of   D Gs  are   identifie d  at   th e  bu ses  14,  18   and   32   based   on   the  l os s  sen sit ivit y  analy si s  as  discuss e d  in  [2 9 ] .  The  D Gs  at   these  buses  in je ct   act ive  pow ers  into  the  sys tem   i.e.  58 9.7 kW  at   bus - 14,  189.5 kW  at   bus - 18  an d  1014. 6k W   at   bus - 32.  A  ne w  RDN  is  obta ined  in  each  BE  ste p  hen ce ,  the  cal culat i on   of   po wer   loss  is  perform ed  wi t h    the  ne wly  obta ined  R DN  at   each  ste p  of  NR  an d  c om par ed  with  t he  pr e vious  value   by  f ollo wing  the  L A   , s b i L s b i s b i L s b i p l o s s b s b i A P B Q  1 , 2 , 3 , . . . . n b r b T p l o s s i p l o s s b s b i w h e r e i n b 1 nb i T P L o s s T p l o s s i Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                          IS S N :   2088 - 8708   In t J  Elec  &  C om p  En g,   V ol.  10 , No .  4 ,  A ugus t  2020  :   3375   –   3383   3380   proce dure  as  di scusse d  in  al go rithm - 1  in  orde r  to  achie ve  an   op ti m al  RDN.  The  detai l  ti e  l ine  data  of  the b ase  and  opti m ise d  33 - bu s   RD N  with/wit hout  DG  a re  presen te d  in  Ta ble   1 .   The  t otal  real  powe r  loss   of  t he  base   netw ork  is  f ound  to  be  20 2.67k W  in  th e  absen ce  of   DG   un it s,  a nd   it   gets  red uc ed  to  14 5.96k W  f or    the  rec onfig ur ed  RD N  a s  obt ai ned   us i ng   t he   pro posed   BE   base d  NR  te c hn i qu e .   Mo re over ,  it   can  be  n otice d  from   the  LA  com par ison   Tab le   2 ,  the  R DN   loss  gets  reduc ed  to  88.67 kW   at   base  case  due  to  i nj ect io n  of   D G   powe r  int o  the  syst e m .  The  i m ple m entat ion   of  the   pro pose d  NR  te ch niqu e  again   de creas es  this  lo ss  to 70. 2k W  du e   to   im pr ove m ent  in  vo lt age  pro file   of   m axi m u m   load  points.  The  vo lt age  m agn it ud e s  of   the  ne twor k  befor e   an d  a f te r  NR  in   th e  pr e sence/a bse nce  of   D Gs   are  c om pu te d  a nd   t he  c orres pondin g  grap h  is    plo tt ed  i n  Fi gu re   5.     It  can  be  ob se r ved   from   this  figure  that  bot h  NR  an d  DG   powe r  in j ect io n  hav e   sig nifican t  i m pact  on  the  im pr ov em ent  of  volt age  pro file   an d  c on seq uen tl y,  on  syst e m   loss  re du ct io n.  T hu s ,   the  e ff ect   of  PDNR   m ay   be  reali zed  f ro m   the  i m pr ovem ent  in  vo lt age  pro file s  at   bu s - 18  a nd  bus - 33.  F urt herm or e,  the  va riat ion  of   vo lt age s  f r om   su bst a ti on   bus  to  en d  buses  a r e  m or e  in  the   base  R DN  wit hout  DG s ,  wh i ch  ca n  be  c ons idere d  as  an  unhealt hy  sit uation  f or   a  RDN .  Al so ,  it   can  be  no ti ced ,  the  fluctuati ons  in  vo lt age s  decr e ase  in     the r ec onfig ure d netw ork.           Figure  4 .  33 - B us  test  Syste m  b ef or e  N R  w it hout  DG s       Table  1 .  Detai l rec onfig ur at io n data o f  t he  c on si der e d 3 3 - bus R DN w it h/ without  DGs   1   Tie - lin e data  of  the b ase 3 3 - b u s RDN  b ef o re  NR with o u t DGs   3 3 ,  3 4 ,  3 5 ,  3 6 ,  3 7   2   Total activ e po we r  los s o f  the b ase 3 3 - b u s RDN b ef o re  NR with o u t DGs   2 0 2 .67  kW   3   Tie - lin e data  of  the b ase 3 3 - b u s RDN  af ter  NR with o u t  DGs   8 ,  1 4 ,  2 8 ,  3 2 ,  3 3   4   Total activ e po we r  los s o f  the b ase 3 3 - b u s RDN af ter  N R with o u t DGs   1 4 5 .96  kW   5   Tie - lin e dat a  of  the b ase 3 3 - b u s RDN  b ef o re  NR with  D Gs   3 3 ,  3 4 ,  3 5 ,  3 6 ,  3 7   6   Total activ e po we r  los s o f  the b ase 3 3 - b u s RDN b ef o re  NR with  DGs   8 8 .67  kW   7   Tie - lin e data  of  the b ase 3 3 - b u s RDN  af ter  NR with   DGs   7 ,  2 8 ,  3 2 ,  3 4 ,  3 5   8   Total activ e po we r  los s o f  the b ase  33 - b u s RDN af ter  N R with  DGs   7 0 .2 k W           Figure  5. V oltage P r of il e of  33 - B us  test  syst e m  w it h/with out D Gs be fore  and after  N R   2 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 ( 2 ) ( 5 ) ( 7 ) ( 12 ) ( 14 ) ( 17 ) ( 18 ) ( 21 ) ( 22 ) ( 24 ) ( 25 ) ( 27 ) ( 32 ) 33 ( 33 ) ( 35 ) ( 34 ) ( 36 ) ( 37 ) Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
In t J  Elec  &   C om p  En g     IS S N: 20 88 - 8708       Lo s s   alloc atio n i n dist ribu ti on  n et work s wi th  distri bu te d gene ra tors  un der goin g…    ( A mb ik a  Pr asad H ot a )   3381   Table  2 . L os s  a ll ocati on   res ults o f  the  33 - bus  test  syst e m  w it h/without  DGs   Bu s   No .   Los s Allo catio n  Resu lts with o u t DGs   (in k W )   Los s Allo catio n  Resu lts with  DGs  (i n  kW)   Prop o sed  L A sch e m e   Qu ad ratic  sch e m e   Prop o sed  L A sch e m e   Qu ad ratic  sch e m e   Bef o re  NR   Af ter   NR   Bef o re  NR   Af ter  NR   Bef o re  NR   Af ter  NR   Bef o re  NR   Af ter  NR   1   0 .31 2 9   0 .30 8 9   0 .21 6 4   0 .21 5 8   0 .23 1 4   0 .23 0 1   0 .18 8 3   0 .18 8 8   2   1 .63 0 3   1 .33 0 8   0 .87 4 3   0 .55 5 9   1 .10 4 2   0 .93 5 6   0 .72 7 7   0 .48 3 7   3   3 .25 0 1   2 .11 3 6   2 .71   1 .49 5 6   2 .23 9 5   1 .56 6 3   2 .20 4 7   1 .28 1 1   4   2 .10 2 6   1 .16 7 9   0 .83 2 3   0 .37 9   1 .30 7 9   0 .83 3 5   0 .69 4 1   0 .33 9 6   5   3 .22 9 5   1 .41 5 3   1 .17 8 5   0 .44 7 2   1 .84 2 4   0 .96 9 7   0 .93 4 9   0 .39 6 7   6   1 1 .19 9 3   4 .84 9 7   1 2 .52 6 2   5 .13 8 9   7 .21 3 4   3 .38 5 1   8 .91 5 8   4 .02 8 1   7   1 2 .35 3 1   5 .08 9   1 4 .34 3 3   5 .38 1 7   7 .62 0 4   5 .27 8 5   9 .91 5 3   8 .42 2 2   8   4 .11 6 9   2 .72 9 1   1 .76 2 7   1 .91 7 5   2 .19   1 .65 3 7   1 .31 3 5   1 .32 2 9   9   4 .49 3 1   2 .52 4 1   2 .04 4 4   1 .73 6 2   2 .26 3 8   1 .76 5 3   1 .47 7 7   1 .51 4 7   10   3 .36 3 3   1 .63 2   1 .43 5 4   1 .17 7 7   2 .08 6 1   1 .52 1 6   1 .10 7 7   1 .15 9 4   11   4 .61 4 1   2 .15 8 3   2 .59 9 1   1 .93 1 7   2 .65 0 7   1 .97 7   1 .91 4 3   1 .99 2 5   12   4 .98 2 1   2 .31 7 4   2 .92 3 2   2 .02 8 9   2 .70 4 4   2 .08 6 4   2 .05 9 9   2 .18 8 8   13   1 0 .11 3 3   4 .55 8 1   1 1 .47 8 5   7 .37 6 4   - 9 .54 1 2   - 9 .55 6 5   - 1 5 .52 7 9   - 1 1 .98 7   14   5 .34 7 9   3 .26 5   2 .42 1 2   2 .05 1 1   1 .94 2 9   1 .69 9 6   1 .55 9 7   1 .66 8 1   15   5 .36 3   3 .18 2   2 .68 2 6   2 .30 5 4   2 .31 2 6   1 .96 3 3   1 .73 8 9   1 .88 5 1   16   5 .47 7 8   3 .34 2 8   2 .76 8 8   2 .42 5 4   2 .35 1 9   2 .05 6 2   1 .74 7 8   1 .93 1 6   17   8 .18 1 6   4 .89 4 8   6 .69 1 6   5 .74 3 6   - 1 .25 9   - 1 .81 2 8   - 2 .65 5   - 2 .90 8 7   18   0 .31 8 3   0 .40 6   0 .19 7 6   0 .29 9 6   0 .23 7 6   0 .30 5 4   0 .17 6 5   0 .25 7   19   0 .59 6 6   1 .53 2 3   0 .47 6   1 .54 8 3   0 .51 5 1   1 .20 6 3   0 .45 4 1   1 .28 7 6   20   0 .64 7 2   1 .81 8 6   0 .52 7   1 .87 3 4   0 .56 5 6   1 .45 3 4   0 .50 5   1 .54 8 3   21   0 .69 1 1   2 .27 2 6   0 .57 1 4   2 .39 9 6   0 .60 9 4   1 .49 8 5   0 .54 9 2   1 .59 4 4   22   1 .95 5 4   2 .06 5 1   1 .01 1 2   0 .76 9 9   1 .45 6 5   1 .50 1 5   0 .85 8 3   0 .66 4 5   23   1 1 .71 1   1 6 .17 6   1 5 .03 0 5   1 8 .01 3   9. 2212   1 1 .55 3   1 1 .94 5 4   1 3 .08 7   24   1 3 .03 4 2   2 1 .58 3   1 6 .39 5 2   2 3 .32 7   1 0 .51 8 6   1 5 .03 3   1 3 .27 4 2   1 6 .24 8 1   25   3 .38 8 6   1 .43 3 1   1 .28 9 2   0 .49 0 4   2 .00 2 6   0 .99 9 8   1 .02 9 8   0 .43 7 3   26   3 .58 6 3   1 .44 8 7   1 .34 2 1   0 .50 6 4   2 .08 8 1   1 .01 5 1   1 .06 8 9   0 .45 3   27   4 .37 4 4   1 .47 6 5   1 .43 8 5   0 .50 6 8   2 .38 4 8   1 .02 9 5   1 .11 8   0 .45 5 3   28   1 0 .17 0 4   6 .92 4 9   7 .39 4 9   2 .82 9 1   6 .41 4 9   5 .00 3 5   5 .47 6   2 .21 9 7   29   2 2 .55 1 7   1 5 .47 0 5   5 4 .40 2 5   3 3 .57 7 8   3 0 .26 9 9   2 0 .72 5 7   4 6 .84 4 3   3 0 .27 4 5   30   1 3 .97 8 9   9 .72 6 7   1 1 .16 6 2   4 .82 5 9   7 .57 7 8   5 .95 5 6   7 .65 1 3   3 .39 7 7   31   1 9 .77 2 1   1 3 .75 3 8   1 9 .69 7 7   9 .52 6 7   - 1 8 .03 2 3   - 1 6 .16 5 2   - 2 2 .29 7 1   - 1 8 .31 7 6   32   5 .74 8 1   2 .99 2 6   2 .22 0 9   3 .15 5 8   3 .58 6 4   2 .53 5 9   1 .69 5 3   2 .68 6 5   Total LA →   2 0 2 .67   1 4 5 .96   2 0 2 .67   1 4 5 .96   8 8 .67   7 0 .2   8 8 .67   7 0 .2       More ov e r,   it   c an  be  obser ve d  f ro m   Table   2 ,  the  co nsum ers  co nnect ed  from   bu s - 2  to   bus - 11   a r e   hav i ng  a  fair   al locat ion   a fte r  re co nf i gurati on  as  re gard  t o  th ei r  res pecti ve  loa d  value s  an d  ge ogra ph ic al   locat ion s .   All  the  custom ers  in  this  gr ou p  get  ben e fite d  du e  to  NR  by   the  pr opose d  LA  ap proac h.   But,     the  custom er  at   bu s  9  is  al locat ed  with  m or e  loss  by  Qu a drat ic   m et ho d,  w hich  is  unfair .  Custom ers  at   bu s - 19  to  22  get  hi gher  al locat ion s  by  both  the  L A  m et ho ds   be cause,  th e  rela ti ve  locat ion s  of   the se  co nsu m ers   changes   due  t o  rec onfig ur at io n  wh ic h  le a ds   t o  decr ease   in   the v oltag e  m agn it ud e s  f or  the se  cust om ers.   Du e   t o    the  sam e  abov e  reas on,  th e  c us tom ers  at   bu s - 23  t o  25  get   higher   al locat ion s .  B ut,  th e   pro posed   L A  te chn i qu e  al ways al locat es lesse r  l os ses  to heavil y l oa de d  c us tom ers  as  com par ed  t o Q uadrati c LA  m et hod.        The  e ff ect i veness  of  t he  pro po s ed   m et ho d  durin g  t he  sim ultaneo us  im p act   of  DG  an d  NR  ca n  be   evaluate d  f ro m   the  LA  data  of  Table   2 .  The   loss  al locat io n   of   t he  D G  c onnected  c onsu m er  at   bus  - 14  is   first  analy sed.  The   relat ive  locat io n  of   t his  c on s um er  is  no t  a f fected  by  the   NR.  T he  pro pose d  m et ho d  a ssign s   alm os t  an  eq ua l  a m ou nt  of  lo ss  ( - 9.5 5kW)   a t  bo th  t he  co nd it ion s  of  the  ne twork  whereas ,  Q uadrati c  sch e m e   al locat es  le ss  ben efit   ( - 11. 98kW)  to  the  loa d  po int  afte r  N R  as  com par ed  to  befor e  NR  ( - 15.52 kW),  w hich  is   undesire d.   T he   DG   co nn ect e d  con s um ers  at   bu s es - 18   a nd   32  ha ve  be nef it te d  beca us e  of  NR  by  bo t h  th e  LA   m et ho ds.  H ow ever,  the  pr ese n t  ap proac h  pr ov i des  a n  ade qu at e  am ount  of   i ncen ti ve s  to  the  DG  co nnect e d  nodes  18  an d  32  afte r  NR  a ga inst  Q uadrati c  m et ho d.  It  is  id entifi ed  th at   th e  co ns um ers  at   bus - 19  to 2 5  a nd  32   hav e  higher  L A  after  NR  by  bo t h  the  m e thods.  But,  al l  re m ai nin g  co nsu m ers   are  al locat ed  with  highe r   losses   after  reconfi gu rati on b y  Q uadrati c LA w hile  the pr opos e d m et ho d  al l ocates l esser l os ses .   Fu rt her,  in  ord er  to  a naly se  r esp on se  of  the   RDN  as  re gard  to  ge ographi cal   locat ion s,   two  set s  of   consum ers  wit h  e qual   loa d  dem and s  a re  i de ntifie d.  T he  fir st  set   co ns ist s  of  tw o  c onsu m ers  sit uate d  far  away  from   each  oth e r  i.e.  at   nodes  6  an d  28.  Bot h  m et ho ds   a re  al locat ing   m or e  l os s  to  co nsum e r  at   bus  28   t ha n  that  of   at   node   6  but,  the   disc rim i nation  bet ween  their  L A  is  m or e  prom inent  i n  the  present  proce dure  wh i ch  c a n  be  ve rified  fro m   Figu re   6.   Sim il arly ,  the  discrim inati on   be tween  tw o  cl os e  c us tom ers  connecte d  at   node  16  and   17   as  show n  in  Fig ure   7  is  bette r  in  the  propos ed  schem e  as   com par ed  to  Qu a dr at ic   m et hod  a t   befor e/ a fter  re confi gurati on  of   th e  netw ork   with/wit hout  DG s .  At  bo t h  scenari os ,  t he  dev el op e d  m eth od  is   pro vid in g  pr om isi ng   resu lt s   against  Q ua drat ic   m et ho d.   Hen ce ,  the  present  ap proac h  of  loss  al lo cat ion   is  fou nd   su it able  to  be  im ple m e nted  i n  the  pra ct ic al   fiel d  of  a pp li cat io n  f or  f ai r  al locat ion   with  op ti m al   network  reconfi gurati on.   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                          IS S N :   2088 - 8708   In t J  Elec  &  C om p  En g,   V ol.  10 , No .  4 ,  A ugus t  2020  :   3375   –   3383   3382         Figure  6. Dif fe ren ce  in  L A be tween  node s  6 and 2 8     Figure  7. Dif fe ren ce  in  L A be tween  node s  16 a nd 17       5.   CONCL US I O N   The  im pact  of  NR  on  syst em   loss  al locat ion   has  bee n  analy sed  i n  th is  pap e r  with  a  ne w  L A   te chn iq ue.   The   propose d  BE   base d  NR  te c hn i qu e  is  sim ple  to  unde rstand   a nd  easy   to  im ple m ent.  Ag ai n,     the  loss  al loca ti on   m et ho d  de velo ped   el im i nates  the  ef fe ct s  of   cr os s - te rm   m at he m ati cal ly   fr om   the   loss   form ulati on   wi thout  a ny  ass um pt ion s   a nd  a ppr ox im at ion s.  The   ef fecti ve ne ss  of  t he  pro pose d  L A  te c hniqu e  is   ver ifie d  by  co m par ing   the  L A  res ults  with   the  est ablishe d  “Q ua dr at ic   Me thod”  with/ without  D Gs  a t  bo th   sit uations   of   th e  netw ork,   i.e.  befor e  a nd  afte r  NR.  T he  res ul ts  are  found  to   be  fa ir  a nd   prom isi ng .  It  al locat es   losses  to  the  ne twork  par ti ci pan ts  with  due   con si der at io n  to  their  load  dem and s  an d  ge ogra ph ic al   loc at ion s.   Si m ultaneo us ly ,  it   al so   dis tribu te s  t he  be nef it   of  NR   an d  D G  power   i nj ect i on  am on g  the  netw or k    par ti ci pa nts, j udic io usl y.        REFERE NCE S   [1]   A.  G.  Exposi to,   J.  R.   San tos,  T .   G.  Garc i a,  and  E.   R .   Vel asc o,   “ Fair  Allocat ion   of  Tra nsm ission  Pow er  Losses , ”   IEE E   Tr ansa ct io ns on  Powe r   Sys te ms ,   vol .   15 ,   no .   1 ,   pp .   184 - 188 ,   2000.   [2]   S.  Mishra,   D.  Das,  and  S.  Paul,   “ A  Sim ple   Algorit hm   fo r  Distribut ion  S y s te m   Loa d  Flow  with  Distribut e d   Gene ration , ”  In   I nt .   Con f .  on  Re c ent   Adv an .   and   I nnovat ions  in  En gine ering ,   pp .   1 - 5,   2014 .   [3]   A.  J.  Cone jo,   J.   M.  Arro y o ,   N.   Alguac i l,   and  A .   L .   Guij arr o,   “ Tra nsm ission  Loss  Alloc at ion :  A  Com par ison  of  Diffe ren t   Prac ti c al   Algor it hm s ,”  I EE E   Tr ansacti o ns on  Powe r   Sys te ms ,   vol .   17 ,   no .   3 ,   pp .   571 - 576 ,   2002.     [4]   E.   M.  B ara n ,   a nd  F.  F.  W u,   “ Network  Rec o n figura t ion  in  Di stribut ion  S y s tem s  for  Loss  Reduc ti on  and  Lo a d   Bal an ci ng , ”  I EEE  Tr ans P ower  Del. ,   vol .   4 ,   no .   2,   pp .   1 401 - 7 ,   1 989.     [5]   M.  Atana sovs ki,  and  R  Ta le ski,  “ Pow er  Summ at ion  Method  for  Loss  Alloc at ion  in  Radi al   Distri buti on  Networks   with  DG , ”   IEEE   Tr ansacti ons on   Powe r S yste ms ,   vol.   26 ,   no .   4 ,   pp .   2491 - 2499 ,   20 11 .   [6]   M.  Atana sovs ki,  and  R  Taleski ,   “ Ene rg y   Sum m at ion  Met hod  for  Loss  Alloc ation  in  Radial  Distrib uti on  Networks   with  DG , ”   IEEE   Tr ansacti ons on   Powe r S yste ms ,   vol.   27 ,   no .   3 ,   pp .   1433 - 1440 ,   20 12.     [7]   Z.   Ghofran i - Jah rom i,   Z.  Mahm oodza deh ,   and  M.  Ehsan,  “ Distribut ion   Loss  Alloc a ti on  for   Radi al  S y st ems  inc ludi ng   DG s,”   IEE E   Tr ansacti o ns on  Powe r   Del iv ery ,   vo l. 29, no . 1,   pp.   72 - 80,   20 14.     [8]   K.  M.  Jagta p,   an d  D.  K.  Khatod,   “ Loss  Alloc a t ion   in  Radi al   Distri buti on  Networks  with  Diffe ren t  L oad  Models  and   Distribut ed   Gen era t ions , ”   IET  G ene ration ,   Tr ansm ission  &   Distri buti on,   vo l .   9 ,   n o.   12 ,   pp .   1275 - 1291,   2015 .     [9]   S.  S.  Kash y ap ,   and  M.  De   “ A  Novel  Loss  All oca t ion  Method   for  Rad ia l   Dist ribut ion  S y stem   with  Distribu ted  Gene rations,”  1st I E EE Int .   Conf .   on  Pow er  E le c tronic s.  In telli g ent Cont rol an d   En ergy   Syst ems ,   pp .   1 - 6 ,   2016 .     [10]   S.  Ghae m i,   and  K.  Za re,   “ Loss  Alloc at io n  in  Restruc tu red   Radi a l  Distribut ion  Netw orks  Consideri ng    the   Con tra c tual  Pow er ,”   I ET  Ge nerati on,   Tr ansm ission  &   Distri buti on,   vol .   11 ,   no.   6 ,   pp .   1389 - 1397,   2016 .   [11]   K.  M.  Jag ta p ,   a nd  D.  K.   Khato d,   “ Novel  Appr oac h   for   Lo ss   Alloc a ti on  of   D istri buti on   Netw orks  with  DG s,”   El e ct ric   Pow er  S yste m Research,   vol.   143 ,   pp .   303 - 311,   2017 .   [12]   S.  Sharm a,   and   A.  R .   Abh y an kar ,   “ Loss  Allo ca t ion   for  W e a kl y   Meshed  Dis tri buti on   S y st e m   using  Anal y t ic a l  Form ula ti on   of S hapl e y   Va lue , ”   IEE E   Tr ans act io ns on  Powe r   Sys te ms ,   vol .   32 ,   no .   2 ,   pp .   1369 - 13 77,   2017 .   [13]   P.  Kum ar,   N.  G upta ,   K.  R .   Niazi,   and    A.  Sw arn kar ,   “ A  Circ uit   The or y - base d  L oss   Alloc at ion  Method  for  Active  Distribut ion   S y st ems , ”  IE EE   Tr a nsacti ons on  Sm art Grid. ,   vol. 1 0,   no .   1 ,   pp .   100 5 - 12 ,   2019 .   [14]   S.  Mishra,   D.  Das,  and  S.  Pa ul,   “ A  Com pre hensive   Surve y   o n  Pow er  Distribut ion  Network  Rec onfigur at ion , ”  Ene rgy  S yste ms ,   vol.   8 ,   no .   2 ,   pp .   227 - 284,   2017 .     0 0 .2 0 .4 0 .6 0 .8 1 1 .2 1 .4 W ith o u t D Gs b efore  NR W ith o u t D Gs af ter  NR W ith  DG s b efore  NR W ith  DG s af ter  NR ( kW ) Diff erence  in LA   bet w een nodes  6 a nd  2 8 Pr o p o sed  Met h o d Qu ad rati c M eth o d 0 0 .02 0 .04 0 .06 0 .08 0 .1 0 .12 0 .14 0 .16 0 .18 W ith o u t D Gs b efore  NR W ith o u t D Gs af ter  NR W ith  DG s b efore  NR W ith  DG s af ter  NR ( kW ) Diff erence  in LA   bet w een nodes  16  and 1 7 Pr o p o sed  Met h o d Qu ad rati c M eth o d Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
In t J  Elec  &   C om p  En g     IS S N: 20 88 - 8708       Lo s s   alloc atio n i n dist ribu ti on  n et work s wi th  distri bu te d gene ra tors  un der goin g…    ( A mb ik a  Pr asad H ot a )   3383   [15]   M.  A.  Muham m ad,   et   al . ,   “ I nte gra te d  Dat ab ase   Approac h  i n  Multi   Objecti ve  Network  Re conf igurat ion  fo r  Distribut ion  S y stem  using  Dis cre t e  Optimis ation  Te chn ique s, ”  IET  Gene rat ion  Tr ansm is sion  Distributi on,     vol.   12 ,   no .   4 ,   pp .   976 - 986 ,   2018 .   [16]   Y.  Ch,   S.  K.  Go sw ami,   and  D.  Chat terje e,   “ Eff ec t  of  Network  Rec onfigur at ion   on  Po wer  Quali t y   of  Distribut io n  S y stem,”   Int ernati onal Journal of  E le c tric al   Po wer  &   Ene rgy  Syste ms ,   vol .   83 ,   pp.   87 - 95 ,   2016 .   [17]   S.  Ghasem i,   “ B al an ce d  and  Un bal an ce d  Distrib uti on  Networks  Rec onfigur at ion   Consideri ng  Re li ability   Ind ic es , ”    in  Shams   Engi n e ering  Journal ,   v ol.   9 ,   no .   4 ,   pp .   1 5 67 - 15 79,   2016 .   [18]   S.  R.   Gam pa ,   an d  D.  Das,   “ Multi - Objec t ive   Appr oac h  for   Re conf i gura ti on   of  Distr ibut ion  S y stems   with  Distributed  Gene rations,”  Elec tri c  Pow er  Co mponents  and  S y stems,   vol .   45 ,   n o.   15 ,   pp .   1678 - 1690,   2017 .   [19]   S.  Das,  D.  Das,  and  A.  Patra,  “ Rec onfi gur at ion   of  Distribut ion  Networks  with  Optimal  Placem ent   of  Distribu ted   Gene rations  in  t he  Presenc e  of  Remote  Volta g e   Control le d  Bus , ”  R ene wabl e  a nd  Sustainabl e  Ene rgy  R ev i ews,     vol.   73 ,   pp .   772 - 781,   2017 .   [20]   G.  Gutié rr ez - Al c ara z ,   and  J.   H.  T ovar - Herná nd ez ,   “ Two - Stage   He uristi c  M et hodol og y   for   Optimal   Rec onfigur at io n   and  Volt/ VA r  Control   in  the  Opera ti on  of  El e ct ri ca l  Distri buti on  S y stems , ”  IET  Gene ration  Tr an sm issio n  Distributi on,   vol .   11 ,   no .   16 ,   pp .   3946 - 3954,   201 7.     [21]   A.  T y agi,  A.  Verm a,   and  R.   P .   Bij we ,   “ Re co nfigura t ion  for  Loa dab il i t y   Li m it   Enha n ce m ent  of  Distribut io n   S y stems , ”  I ET  G ene ration   Tr ans miss ion  Distributi on,   vol.   12 ,   no .   1,   pp.   88 - 93,   20 18.   [22]   K.  Jasthi,  and  D .   Das,  “ Sim ult an eous  Distribut io n  S y stem  Re con figura t ion  and   DG   sizi ng  Algori t hm   W it hout  Lo a d  Flow Soluti on, ”  IET  Gene ration   Tr ansm i ss ion  Distributi on,   vol. 1 2,   no .   6 ,   pp .   130 3 - 1313,   2018 .   [23]   M.  E.   Olive ir a,   e t  al. ,   “ Network  Rec onfigur at ion  and  Loss  Alloc ation  in  a  Dere gul at ed  Env ironment  of  Distribut io n  S y stems , ”   In   Pr oc.   o f the   18th  In t.   Con f. on   El e ctr ic it y   Distribut io n,   pp .   6 - 9 ,   2005 .     [24]   A.  J.  Conej o,   F.  D.  Gali an a,   a nd  I.   Kocka r,   “ Z - Bus  Loss  All oca t ion, ”  I EE E  Tr ansacti ons  on   Powe r  Syste ms ,     vol.   16 ,   no .   1 ,   pp .   105 - 110 ,   2001 .   [25]   J.  S.  Savie r,   and   D.  Das,  “ I m pac t  of  Network  Rec onfiguration  on   Loss  All oca ti on   of  Radi al   Distri buti on  S y stems , ”   IEE E   Tr ansacti o ns on  Powe r   Del iv ery ,   vo l. 22, no .   4 ,   pp .   2473 - 24 80,   2007 .     [26]   C.   Djab al i ,   A.   B oukar oura ,   N.  K et fi ,   and   T .   Bouk ti r, “ Optimum   D istri buti on   Netw ork  Rec onf igura t ion  using Fire f l y   Algorit hm , ”  Proc.   o f the   In t. Con f.   on   R ec en t Adv ance s in   E le c trical  Syst ems ,  pp.   2 87 - 283,   2016 .     [27]   M.  Quinte ro - Duran,   E .   J.  Candelo,   and  J.  Soto - Ortiz ,   “ A  Modifie d  Bac kward /Forward  Sw ee p - base d  Method  for   Rec onfigur at ion   of  Unbala n ced  Distribut ion  Networks,”   Int e rnational   Journ al  of  E le c tric a l   and  Computer  Engi ne ering  ( IJ ECE ) ,   vol .   9 ,   no .   1,   pp.   85 - 101,   2 019.     [28]   S.  A.  Redd y ,   D. M.  Redd y ,   a nd  K.  S.  M.  R edd y ,   “ Network  Rec onfiguratio n  of  Pri m ar y   Distribut ion  S y st e m    Us ing  GW O  Algorit hm , ”  Int ernati onal  Journal   of  Elec tri cal   an d  Computer  En gin ee ring  ( IJE C E) ,   vol.   7,   no.   6 ,     pp.   3226 - 32 34 ,   2017.     [29]   S.  R.   Rao,   et   a l.,   “ Pow er  Loss  M ini m iz ation  in  D istri buti on  S y ste m   using  Networ k  Rec onfigur at io n  in  the   Presen c e   of  Distributed  G ene ra ti on, ”  I EEE  Tr ansacti ons  on  Powe r S ystem s,   vol. 28, no.  1,   pp .   317 - 3 25 ,   2013.       BIOGR AP H I ES   OF  A UTH ORS       Amb ika P rasad H ota   r ecei ved   h is B. E   degr ee   in El e ct ri ca l   Eng in ee ring   in  2005   fr om   Bij u  Patn ai k   Univer sit y   of   T ec hnolog y ,   Indi a,   and  his  M . Tech  degr ee  in  El e ct ri ca l   Engi n ee r i ng  in  2013  from   India n  Insti tute  of  Technol og y ,   Khara gpur,   Ind i a.   He   is  cur r entl y   pursuing  his  PhD   progra m   in   Inte rna ti ona l  Instit ut e  of  Inform at ion  T ec hno log y ,   Bhub ane sw ar ,   India   in  Elec tr ic a l  Engi n ee ring   with  emphasis  in  Sm art   Grid  ma nage m ent   s y s tem s.  His   rese arch  int ere sts  inclu de  oper ation  and   co ntrol of  power   s y st ems ,   ren ewa ble   ene rgi es,   and   net work m ode lling         Sivk umar  Mi sh ra  rec e ive d   hi s   B. E  degr e e  in   El e ct ri ca l  Enginee ring  from   Mala v i y a  Reg ional  Engi ne eri ng  Col le ge ,   Jaipur  aff i li ated  to  Univer sit y   of  Raj ast an   in  1995,   M.T ec h  degr ee   from  In dia n  Insti tut e   of  Te chno log y ,   Khara gpur,   Ind i a,   and   his  PhD   degr ee   from   Jada vpur  Univer sit y ,   India .   He  is  cur r ent l y   working   as   As socia te   Prof e ss or  in  the   d epa r tment  of  E lectr i c al   Eng ineeri ng ,   CAP G S,  BP UT,   Rourkel e ,   Indi a.   His  rese arc h   int er ests  inclu de  Ele ctric al   P ower  distri but io n   s y stem  anal y s is,   Distribut ed  Ge ner ation  and  Mi cro   Grid,   Sm art  Grid,   Applicat i on  of  IOT  &  Bi g   dat a   an aly t ic s in   El e ct ri ca l   power   s y st ems .         Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.