حفاظت گسترده جزیره‌شدگی توربین بادی مجهز به ژنراتور سنکرون مغناطیس دایم به کمک PMU

نوع مقاله: مقاله علمی فارسی

نویسندگان

1 کارشناسی‌ارشد،‏‏ دانشکده‏ مهندسی‏ برق‏ و‏ کامپیوتر-‏ دانشگاه‏ شهید‏ بهشتی-‏ تهران-‏ ایران

2 -‏ دکترا،‏ دانشکده‏ مهندسی‏ برق‏ و‏ کامپیوتر-‏ دانشگاه‏ شهید‏ بهشتی‏ -‏ تهران-‏ ایران

چکیده

در این مقاله روشی جدید برای تشخیص جزیره‌شدگی واحد‌های تولیدات پراکنده، معرفی می‌شود. در این روش با بهره‌گیری از مفهوم پرش بردار ولتاژ و الگوریتم شیفت برداری، تغییرات زاویه فاز مؤلفه مثبت ولتاژ به عنوان پارامتر شاخص جزیره‌شدگی، انتخاب شده ‌است. این روش، ترکیبی از روش‌های تشخیص جزیره‌شدگی مخابراتی و پسیو بوده و از داده‌های فازوری اندازه‌گیری شده توسط PMU در باس‌های مختلف شبکه برای تصمیم‌گیری استفاده می‌کند. برای اثبات کارائی الگوریتم ‌پیشنهادی، شرایط مختلف مانند: بروز انواع خطاها در شبکه با مقاومت‌های مختلف، سوئیچینگ در بانک‌های خازنی و ورود/خروج بار‌های بزرگ به شبکه، مورد بررسی قرار گرفته است. در نهایت، نتایج حاصله با روش شیفت برداری مقایسه شده است. نتایج نشان می‌دهد که روش پیشنهادی دارای قابلیت تمییز بالایی بوده و در شرایط بروز خطا در شبکه با مقاومت‌های بالا به درستی شرایط جزیرهـای را تشخیص می‌دهد. روش پیشنهادی، روی یک شبکه شامل توربین بادی مجهز به ژنراتور سنکرون مغناطیس دایم با استفاده از نرم‌افزار PSCAD/EMTDC اعمال شده است.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Wide Area Islanding Protection of Wind Turbine Equipped With Permanent Magnet Synchronous Generator by Using PMU

نویسندگان [English]

  • Sasan Sodeifi 1
  • Hossein Kazemi Karegar 2
1 Shahid beheshti University
2 Shahid beheshti University
چکیده [English]

In this paper, a new method for islanding detection of distributed generation is introduced. The method uses voltage jump vector and phase voltage variations for islanding detection. Phase voltage variations are obtained from PMUs which is placed over the grid on some buses. To prove the efficiency of the proposed algorithm, different islanding conditions and non-islanding conditions are simulated and compared with a traditional relay. The obtained results show that the new method is reliable and has a very small non detection zone. Proposed method is applied on a distributed network included wind turbine equipped with permanent magnet synchronous generator. To perform the simulations, the software PSCAD/EMTDC is used.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Islanding
  • phasor measurement unit (PMU)
  • Wide Area Measurement system (WAMS)
  • Wide Area Protection
  • Wind Turbine

واحد‌های‏ تولید‏ پراکنده،‏ به‏ویژه‏ توربین‌های‏ بادی‏ به‏ خاطر‏ داشتن‏ فواید‏ زیست‏ محیطی‏ و‏ صرفه‏ اقتصادی،‏ در‏ سیستم‏های‌‏ قدرت‏ در‏ حال‏ نصب‏ و‏ بهره‌برداری‏ می‌باشند.‏ DGها‏ در‏ نقطه‏ اتصال‏ به‏ شبکه‏ قدرت،‏ می‌توانند‏ اثرات‏ مثبت‏ یا‏ منفی‏ داشته‏ باشند.‏ به‏ عنوان‏ مثال،‏ بهبود‏ کیفیت‏ توان،‏ کاهش‏ پیک‏ بار‏ و‏ یا‏ حذف‏ ذخیره‏ چرخان‏ از‏ اثرات‏ مثبت‏ و‏ عملکرد‏ جزیره‌ای‏ به‏ صورت‏ غیر‌عمدی‏ از‏ اثرات‏ منفی‏ آن‏هاست‏ [1].

جزیره‌ای‏ شدن‏ DG،‏ با‏ از‏ دست‏ رفتن‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ هر‏ علت‏ و‏ ادامه‏ دادن‏ DG‏ به‏ ترزیق‏ توان‏ به‏ بار‌های‏ محلی،‏ اتفاق‏ می‌افتد.‏ با‏ عملکرد‏ DG‏ در‏ حالت‏ جزیره‌ای،‏ کیفیت‏ توان‏ ارسالی‏ به‏ مصرف‏ کنندگان‏ افت‏ پیدا‏ کرده‏ و‏ احتمال‏ آسیب‏ دیدن‏ DG‏ در‏ حین‏ بسته‌‏ شدن‏ غیر‌سنکرونیزم‏ کلید‌های‏ بازبست‏ وجود‏ دارد‏ [2].‏ بنابراین،‏ جزیره‌شدگی‏ DGها‏ باید‏ توسط‏ روش‌های‏ مطمئن‏ و‏ دقیق،‏ تشخیص‏ داده‏ شده‏ و‏ DG‏ سریع‏ از‏ مدار‏ خارج‏ شود.‏ طبق‏ استاندارد‏ IEEE-1547،‏ کل‏ زمان‏ تشخیص‏ و‏ جدا‏ کردنDG‏ ‏ از‏ بخش‏ جزیره‌ای‏ شده،‏ باید‏ کمتر‏ از‏ 2‌‏ ثانیه‏ باشد‏ [3].‏ تابحال،‏ روش‌های‏ زیادی‏ برای‏ تشخیص‏ جزیره‌شدگی‏ DGها‏ پیشنهاد‏ شده‌‏ است.‏ در‏ یک‏ دسته‌بندی‏ کلی،‏ این‏ روش‌ها‏ را‏ می‌توان‏ به‏ دو‏ دسته‏ مخابراتی‏ و‏ محلی‏ تقسیم‏ کرد.‏ روش‌های‏ محلی‏ از‏ اطلاعات‏ محل‏ نصب‏ DG‏ برای‏ تشخیص‏ جزیره‌شدگی‏ استفاده‏ می‌کنند.‏ این‏ روش‌‌ها‏ نیز‏ خود‏ به‏ دو‏ دسته‏ اکتیو‏ و‏ پسیو‏ تقسیم‌بندی‏ می‌شوند‏ [4].‏

روش‌های‏ اکتیو‏ به‏ طور‏ مستقیم‏ اغتشاشی‏ به‏ خروجی‏ DG‏ وارد‏ کرده‏ و‏ با‏ اندازه‌گیری‏ پاسخ‏ DG،‏ به‏ تصمیم‌گیری‏ می‌پردازند.‏ روش‌‌های‏ اکتیو،‏ ناحیه‏ غیرقابل‏ تشخیص‏ کمتر‏ و‏ قابلیت‏ اطمینان‏ بالایی‏ دارند،‏ ولی‏ به‏ خاطر‏ پایین‏ آوردن‏ کیفیت‏ توان‏ و‏ احتمال‏ آسیب‏ رساندن‏ به‏ DG،‏ مناسب‏ نیستند.‏ برخی‏ از‏ روش‌های‏ اکتیو‏ عبارتند‏ از:‏ روش‏ ترزیق‏ مؤلفه‏ منفی‏ جریان‏ به‏ شبکه‏ از‏ طریق‏ کانورتر‏ تغذیه‌شونده‏ با‏ ولتاژ‏ (VSC)‏ و‏ اندازه‌گیری‏ مؤلفه‏ منفی‏ ولتاژ‏ به‏ عنوان‏ شاخص‏ تشخیص‏ جزیره‌شدگی‏ [5]،‏ روش‏ انحراف‏ فرکانس‏ با‏ تغییر‏ لغزش‏ [6]،‏ و‏ روش‌‏ اندازه‌گیری‏ امپدانس‏ [7].‏

روش‌های‏ پسیو‏ از‏ اندازه‌گیری‏ شاخص‏هایی‏ مانند‏ ولتاژ‏ یا‏ فرکانس‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ و‏ مقایسه‏ آن‏ها‏ با‏ آستانه‌های‏ از‏ قبل‏ تعیین‌‏ شده،‏ برای‏ تشخیص‏ شرایط‏ جزیره‌‌شدگی‏ DG‏ بهره‏ می‌جویند.‏ این‏ شاخص‏‏ها‏ ‏در‏ نامتعادلی‌های‏ کوچک‏ توان،‏ تغییرات‏ ناچیزی‏ داشته‏ و‏ ناحیه‏ غیرقابل‏ تشخیص‏ بزرگی‏ ایجاد‏ می‌کنند.‏ روش‏های‏ پسیو‏ زیادی‏ ارایه‏ شده‏ است‏ که‏ برخی‏ از‏ آنان‏ عبارتند‏ از:‏ استفاده‏ از‏ عدم‏ تعادل‏ ولتاژ‏ و‏ اعوجاج‏ هارمونیکی‏ [8]،‏ استفاده‏ از‏ نرخ‏ تغییرات‏ فرکانس‏ [9]‏ و‏ رله‌‌های‏ شیفت‏ برداری‏ [10].

روش‌های‏ مخابراتی،‏ برخلاف‏ روش‌های‏ محلی،‏ مستقل‏ از‏ خروجی‏ و‏ رفتار‏ DGها‏ در‏ شرایط‏ جزیره‌ای‏ بوده‏ و‏ دارای‏ قابلیت‏ اطمینان‏ بالا‏ و‏ ناحیه‏ غیر‌قابل‏ تشخیص‏ کوچکتری‏ نسبت‏ به‏ روش‌های‏ محلی‏ هستند‏ [11-14].‏

امروزه‏ با‏ توجه‏ به‏ کاربرد‏ تکنولوژی‏ ادوات‏ الکترونیک‏ قدرت‏ در‏ تولیدات‏ پراکنده،‏ رفتار‏ DGها‏ در‏ هنگام‏ بروز‏ خطا‏ و‏ جزیره‏ شدن‏ کاملاً‏ متفاوت‏ از‏ رفتار‏ آنها‏ برای‏ حالتی‏ خواهد‏ ‌بود‏ که‏ DG‏ با‏ یک‏ منبع‏ ولتاژ‏ ایده‌آل‏ مدل‏سازی‏ شود.‏ از‏ طرف‏ دیگر‏ زیر‏ ساخت‏های‏ مخابراتی‏ روز‏ به‏ روز‏ در‏ سیستم‏های‏ قدرت‏ بیشتر‏ به‏کار‏ می‏روند.‏ با‏ گسترش‏ مفهوم‏ شبکه‌های‏ هوشمند،‏ بحث‏ استفاده‏ از‏ سیستم‌‏ اندازه‌گیری‏ گسترده‏ نیز‏ مطرح‏ می‌شود.‏ بنابراین،‏ نیاز‏ است‏ که‏ مبحث‏ جزیره‏ای‏ شدن‏ تولیدات‏ پراکنده‏ با‏ در‏ نظر‏ گرفتن‏ رفتار‏ ادوات‏ الکترونیک‏ قدرت‏ و‏ بر‏ مبنای‏ حفاظت‏ گسترده‏ مد‏ نظر‏ قرار‏ گیرد‏ [15].‏ از‏ استفاده‏ از‏ سه‏ دستگاه‏ PMU‏ و‏ اندازه‏گیری‏ تغییرات‏ ولتاژ‏ [16]،‏ اندازه‏گیری‏ ولتاژ‏ و‏ تغییرات‏ فرکانس‏ با‏ استفاده‏ از‏ PMUها‏ [17]،‏ تعیین‏ جزیره‏شدگی‏ با‏ بهینه‏سازی‏ حداقل‏ PMUها‏ [18‏ و‏ 19]،‏ استفاده‏ از‏ شبکه‏ عصبی‏ و‏ PMU‏ [20]‏ برخی‏ از‏ روش‏هایی‏ هستند‏ که‏ می‏توان‏ به‏ آن‏ها‏ اشاره‏ کرد.‏

در‏ این‏ مقاله،‏ روشی‏ پیشنهاد‏ می‌‌شود‏ که‏ در‏ آن‏ از‏ اندازه‌گیری‌های‏ همزمان‏ فازوری‏ در‏ دو‏ نقطه‏ مجزا‏ از‏ شبکه،‏ برای‏ حفاظت‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ استفاده‏ می‌شود.‏ به‏ کمک‏ این‏ روش‏ پیشنهادی‏ و‏ بهره‌گیری‏ از‏ تکنولوژی‏ سیستم‌‏ WAMS،‏ امکان‏ حفاظت‏ گسترده‏ و‏ هوشمند‏ DG‏ با‏ داشتن‏ دیدی‏ گسترده‏ نسبت‏ به‏ وضعیت‏ سیستم،‏ مهیا‏ می‌شود.‏ در‏ این‏ روش‏ با‏ بهره‌گیری‏ از‏ مفهوم‏ پرش‏ بردار‏ ولتاژ‏ و‏ الگوریتم‏ رله‌های‏ عملی،‏ شیفت‏برداری،‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ (PSVA)[2]،‏ به‏ عنوان‏ شاخص‏ جزیره‌شدگی‏ انتخاب‏ شده‏ ‌است.‏ این‏ روش‏ که‏ ترکیبی‏ از‏ روش‌های‏ مخابراتی‏ و‏ پسیو‏ می‌باشد،‏ از‏ تغییرات‏ دامنه‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ و‏ نزدیک‏ترین‏ باس‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ DG،‏ استفاده‏ می‌کند.

در‏ بخش‏ 2،‏ در‏ مورد‏ تکنولوژی‏ PMU‏ و‏ ساختار‏ سیستم‌‏ اندازه‌گیری‏ گسترده‏ بحث‏ شده‏ است.‏ در‏ بخش‏ 3،‏ درباره‏ مشکلات‏ رله‌های‏ شیفت‌‏ برداری‏ و‏ سیستم‏ حفاظت‏ جزیره‌شدگی‏ فعلی‏ و‏ شاخص‏‏های‏ ‏الگوریتم‏ پیشنهادی‏ بحث‏ شده‏ است.‏ در‏ بخش‏ 4‏ و‏ 5،‏ به‏ ترتیب،‏ در‏ مورد‏ روش‏ پیشنهادی‏ و‏ روش‏ تعیین‏ آستانه‌ها‏ صحبت‏ شده‏ است.‏ در‏ بخش‏ 6‏ شبکه‏ مورد‏ مطالعه‏ معرفی‏ شده‏ است.‏ در‏ نهایت،‏ در‏ بخش‏ 7،‏ نتایج‏ شبیه‌سازی‏ و‏ مقایسه‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ با‏ رله‏ VS،‏ آورده‏ شده‏ است.

 

2-‏ PMU‏ و‏ سیستم‌‏ اندازه‌گیری‏ گسترده

مزایای‏ استفاده‏ از‏ PMU[3]،‏ دسترسی‏ به‏ داده‌های‏ فازوری‏ است،‏ که‏ در‏ نقاط‏ مختلف‏ سیستم‏ و‏ به‏ صورت‏ سنکرون،‏ اندازه‌گیری‏ شده‌اند.‏ شکل‏ (1)‏ بلوک‏ دیاگرام‏ ساده‏ یک‏ PMU‏ را‏ نشان‏ می‌دهد‏ [21].‏ ورودی‌های‏ آنالوگ‏ ولتاژ‏ و‏ جریان‏ با‏ عبور‏ از‏ فیلتر‏ ضد‌تداخل،‏ وارد‏ مبدل‏ آنالوگ‏ به‏ دیجیتال‏ شده‏ و‏ با‏ فرکانس‏ حداقل‏ دو‏ برابر‏ فرکانس‏ نامی‏ سیستم،‏ نمونه‌برداری‏ می‌شوند.

 

 

شکل‏ (1):‏ بلوک‏ دیاگرام‏ واحد‏ اندازه‌گیری‏ فازور

 

داده‌های‏ نمونه‌برداری‏ شده‏ وارد‏ واحد‏ پردازشگر‏ فازور‏ شده‏ و‏ فازور‏ در‏ هر‏ سیکل‏ با‏ استفاده‏ از‏ روش‏ تحلیل‏ فوریه‏ گسسته‏ محاسبه‏ می‌شود.

مولدهای‏ سه‏ فاز‏ برای‏ حالت‏ نرمال‏ شبکه‏ و‏ تأمین‏ بارهای‏ متقارن‏ سه‏ فاز‏ طراحی‏ و‏ ساخته‏ می‏شوند‏ و‏ عدم‏ تقارن‏ بار‏ را‏ می‏توانند‏ برای‏ مدت‏ زمان‏ مشخص‏ و‏ به‏ مقدار‏ کمی‏ تحمل‏ کنند.‏ عدم‏ تقارن‏ بار‏ سه‏ فاز‏ در‏ مولفه‏های‏ منفی‏ شبکه‏ تأثیر‏ می‏گذارد.‏ بنابراین،‏ در‏ هنگام‏ بروز‏ حالت‏ جزیره‏ای‏ و‏ عدم‏ تقارن‏ بار،‏ می‏توان‏ از‏ مولفه‏های‏ منفی‏ جهت‏ حفاظت‏ ژنراتور‏ و‏ قطع‏ آن‏ از‏ شبکه‏ استفاده‏ کرد.‏ اما‏ مشکل‏ اصلی‏ زمانی‏ اتفاق‏ می‏افتد‏ که‏ در‏ هنگام‏ جزیره‏ای‏ شدن‏ تقارن‏ بار‏ سه‏ فاز‏ از‏ بین‏ نمی‏رود‏ اما‏ تعادل‏ بار‏ در‏ قبل‏ و‏ بعد‏ از‏ جزیره‏ای‏ شدن‏ دچار‏ اختلال‏ می‏شود.‏ هرگونه‏ عدم‏ تعادل‏ باعث‏ بروز‏ اغتشاش‏ در‏ مولفه‏های‏ مثبت‏ می‏شود‏ که‏ برای‏ همین‏ منظور‏ از‏ فازور‏ مولفه‏ مثبت‏ در‏ این‏ مقاله‏ استفاده‏ شده‏ است.‏ از‏ طرف‏ دیگر‏ در‏ رله‏های‏ عملی‏ نیز‏ از‏ مولفه‏ مثبت‏ برای‏ تشخیص‏ پرش‏ ولتاژ‏ استفاده‏ می‏شود‏ [22].‏

‏ واحد‏ پردازشگر‏ توالی‌ها،‏ داده‌های‏ فازوری‏ سه‏ فاز‏ را‏ به‏ مؤلفه‌‏ مثبت‏ (منفی‏ و‏ صفر‏ در‏ صورت‏ نیاز)‏ تبدیل‏ کرده‏ و‏ دامنه‏ و‏ فاز‏ آن‏ را‏ به‏ عنوان‏ خروجی‏ تولید‏ می‌کند.‏ محاسبه‏ فازور‏ مؤلفه‏ مثبت‏ در‏ واحد‏ پردازشگر،‏‏ طبق‏ رابطه‏ (1)‏ انجام‏ می‌شود:

(1)

 

که‏ در‏ آن‏ ‏ است.‏ در‏ سیستم‏ موقعیت‌یاب‏ جهانی‏ هر‏ ثانیه‏ یک‏بار،‏ و‏ با‏ خطای‏ کمتر‏ از‏ 001/0‏ نانو‏ ثانیه،‏ پالسی‏ به‏ سمت‏ PMUها‏ ارسال‏ می‏شود‏ تا‏ اندازه‌گیری‏ و‏ ارسال‏ داده‌ها‏ توسط‏ همه‏ PMUها‏ به‏ شکل‏ سنکرون‏ شده‏ و‏ همراه‏ با‏ برچسب‏ زمانی‏ خاصی‏ انجام‏ شود‏ [21].

سیستم‏ اندازه‌گیری‏ گسترده،‏ از‏ داده‌های‏ فازوری‏ اندازه‌گیری‏ شده‏ توسط‏ PMUها‏ و‏ همچنین‏ سیستم‌های‏ مخابراتی‏ سریع‏ برای‏ تهیه‏ بانکی‏ از‏ اطلاعات‏ از‏ کل‏ سیستم‏ قدرت،‏ بهره‏ می‌گیرد.‏ سیستم‌‏ مانیتورینگ،‏ حفاظت‏ و‏ کنترل‏ گسترده‏ (WAMPCS)[4]‏ نیز‏ از‏ پردازش‏ این‏ اطلاعات‏ آنلاین‏ و‏ سنکرون‏ در‏ مرکز‏ پردازش‏ داده‌های‏ فازوری‏ (PDC)[5]‏ برای‏ مانیتورینگ،‏ حفاظت‏ و‏ کنترل‏ گسترده‏ شبکه‏ قدرت‏ استفاده‏ می‌کند‏ [21].‏ بنابراین،‏ سیستم‏ WAMPCS‏ با‏ دید‏ گسترده‌ای‏ که‏ نسبت‏ به‏ وضعیت‏ سیستم‏ دارد،‏ می‌تواند‏ با‏ اتخاذ‏ تصمیم‌های‏ حفاظتی‏ و‏ کنترلی‏ مناسب‏ و‏ بدون‏ عیب،‏ از‏ هر‏ نوع‏ تریپ‏ نا‌خواسته‏ و‏ اغتشاش‏ در‏ سیستم‏ جلوگیری‏ ‌کند.

 

3-‏ طرح‏ مشکل

یکی‏ از‏ روش‏های‏ عملی‏ که‏ برای‏ تشخیص‏ جزیره‏شدگی‏ در‏ شبکه‏های‏ قدرت‏ استفاده‏ می‏شود،‏ استفاده‏ از‏ رله‌های‏ شیفت‏ برداری‏ است.‏ این‏ رله‌ها‏ طوری‏ طراحی‏ شده‌اند‏ که‏ برای‏ تجاوز‏ دامنه‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ ولتاژ‏ از‏ مقدار‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ و‏ در‏ صورت‏ باقی‏ ماندن‏ دامنه‏ ولتاژ‏ بین‏ 3/1‏ تا‏ 8/0‏ مقدار‏ نامی‏ و‏ فرکانس‏ بین‏ 47‏ تا‏ 53‏ هرتز‏ فرمان‏ قطع‏ ژنراتور‏ را‏ بدهند.‏ با‏ توجه‏ به‏ ماهیت‏ شاخص‏‏های‏ ‏تصمیم‌گیری‏ در‏ این‏ رله‌ها،‏ دوری‏ و‏ نزدیکی‏ محل‏ خطا‏ به‏ DG‏ و‏ در‏ نتیجه‏ مقاومت‏ خطا،‏ می‌تواند‏ در‏ عملکرد‏ این‏ رله‌ها‏ در‏ تشخیص‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ تاًثیر‌گذار‏ باشد‏ [22].

بنابراین،‏ در‏ این‏ مقاله‏ روش‏ جدید‏ حفاظت‏ جزیره-‌شدگی‏ گسترده‏ پیشنهاد‏ شده‏ است.‏ در‏ این‏ روش،‏ تصمیم‏ رله‌ها‏ بر‏ اساس‏ جمع‌آوری‏ اطلاعات‏ از‏ دو‏ نقطه‏ مجزا‏ از‏ سیستم‏ و‏ به‏ اشتراک‏ گذاشتن‏ آن‏هاست.‏ روش‏ پیشنهادی،‏ دارای‏ درجه‏ امنیت‏ و‏ قابلیت‏ اطمینان‏ بالایی‏ به‏ علت‏ استفاده‏ از‏ اشتراک‏ داده‌هاست.‏ شکل‏ (2)‏ محل‏ نصب‏ PMUها‏ در‏ شبکه‏ قدرت‏ را‏ برای‏ رسیدن‏ به‏ چنین‏ هدفی‏ نشان‏ می‌دهد.‏

 

 

شکل‏ (2):‏ محل‏ نصب‏ PMUها‏ برای‏ ایجاد‏ حفاظت‏ جزیره‌شدگی‏ گسترده

 

همانطوری‏ که‏ در‏ شکل‏ نیز‏ مشخص‏ است،‏ یکی‏ از‏ PMUها‏ در‏ باس‏ DG‏ و‏ دیگری‏ در‏ نزدیکرین‏ باس‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ DG‏ نصب‏ شده‌اند‏ و‏ از‏ طریق‏ خطوط‏ مخابراتی‏ پرسرعت،‏ با‏ مرکز‏ پردازش‏ داده‌های‏ فازوری‏ در‏ ارتباط‏ هستند.

در‏ شرایط‏ نرمال‏ سیستم،‏ همه‏ ژنراتور‌ها‏ با‏ سرعت‏ زاویه‌ای‏ یکسان‏ و‏ با‏ یک‏ اختلاف‏ زاویه‌ای‏ کوچکی‏ نسبت‏ به‌‌‏ یکدیگر‏ در‏ حال‏ کارکردن‏ هستند،‏ که‏ مقدار‏ این‏ اختلاف‏ زاویه‏ بستگی‏ به‏ شرایط‏ عملکرد‏ ژنراتور‌ها‏ و‏ میزان‏ توان‏ اکتیو‏ و‏ راکتیو‏ ترزیقی‏ به‏ شبکه‏ دارد.‏ دگرگونی‌‏ در‏ توان‏ تولیدی‏ ژنراتور‌ها‏ در‏ اثر‏ بروز‏ هر‏ اتفاقی‏ مانند:‏ وارد/‏ خارج‏ کردن‏ بار‌های‏ بزرگ‏ به‏ شبکه،‏ وقوع‏ انواع‏ خطا‏ در‏ فیدر‏ ورودی،‏ سوئیچینگ‏ بانک‌های‏ خازنی‏ و‏ جزیره‌شدن‏ DGها‏ در‏ نتیجه‏ عملکرد‏ کلید‌های‏ بازبست‏ خط،‏ می‌تواند‏ باعث‏ ایجاد‏ تغییرات‏ ناگهانی‏ در‏ سرعت‏ چرخش‏ ژنراتور‌ها‏ و‏ در‏ نتیجه‏ تغییر‏ زاویه‏ فاز‏ ولتاژ‏ خروجی‏ آن‏ها‏ شود.

مهم‌ترین‏ هدف‏ روش‏ حفاظت‏ جزیره‌شدگی‏ گسترده،‏ استفاده‏ از‏ داده‌های‏ فازوری‏ رسیده‏ از‏ نقاط‏ مختلف‏ شبکه،‏ برای‏ تمییز‏ بین‏ حالت‏ جزیره‌شدگی‏ و‏ حالات‏ مشابه‏ به‏ آن‏ است.‏ این‏ هدف‏ با‏ محاسبه‏ قدرمطلق‏ میزان‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‌های‏ مختلف‏ شبکه‏ و‏ مقایسه‏ آن‏ها‏ با‏ مقادیر‏ مرجع،‏ امکان‌پذیر‏ می‌شود.‏

 

4-‏ روش‏ پیشنهادی

روش‏ پیشنهادی‏ از‏ اندازه‌گیری‏ دو‏ شاخص‏‏ مهم‏ برای‏ تشخیص‏ ‌‌جزیره‌شدگی‏ DG‏ استفاده‏ می‌کند.‏ شاخص‏‏ اول،‏ از‏ اندازه‌گیری‏ قدر‏ مطلق‏ میزان‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‏ DG‏ به‏ دست‏ می‌آید.‏ این‏ شاخص‏‏ طبق‏ رابطه‏ (2)‏ در‏ زیر‏ تعریف‏ می‌شود:

(2)‏

 

         

که‏ در‏ آن‏ ،‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ اندازه‌گیری‏ شده‏ توسط‏ PMU1‏ در‏ باس‏ DG‏ (مطابق‏ نشان‏ داده‏ در‏ شکل‏ (2))،‏ در‏ ثانیه‏ t‏ ام‏ است.‏ همچنین،‏ ‏ و‏ ،‏ به‏ ترتیب‏ زاویه‏ فاز‌های‏ اندازه‌گیری‏ شده‏ در‏ زمان‌های‏ یک‏ و‏ دو‏ سیکل‏ قبل‏ از‏ ثانیه‏ t‏ ام‏ هستند.‏ T‏ برابر‏ مدت‏ زمان‏ یک‏ سیکل‏ در‏ فرکانس‏ سیستم‏ قدرت‏ (20‏ میلی‌ثانیه)‏ است.

شاخص‏‏ دوم،‏ از‏ اندازه‌گیری‏ قدرمطلق‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ نزدیک‏ترین‏ باس‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ DG‏ به‏ دست‏ ‌می‌‌آید،‏ که‏ طبق‏ رابطه‏ (3)‏ در‏ زیر‏ تعریف‏ شود:

(3)‏

 

 

که‏ در‏ آن‏ ‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ اندازه‌گیری‏ شده‏ توسط‏ PMU2‏ در‏ نزدیکترین‏ باس‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ DG‏ (مطابق‏ نشان‏ داده‏ در‏ شکل‏ (2))،‏ در‏ ثانیه‏ t‏ ام‏ است.

این‏ شاخص‏‏ برای‏ افزایش‏ دقت‏ الگوریتم‏ انتخاب‏ شده‏ است‏ زیرا‏ مقدار‏ تغییرات‏ این‏ شاخص‏‏ به‏ ازای‏ تغییرات‏ بار‏ و‏ بروز‏ شرایطی‏ مشابه‏ شرایط‏ جزیره‏ای‏ شدن‏ در‏ هنگامی‏ که‏ DG‏ به‏ شبکه‏ متصل‏ است،‏ کم‏ است.‏ زیرا‏ حضور‏ DG‏ شبکه‏ جبران‏ کننده‏ و‏ کم‏ کننده‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ می‏باشد.‏ اما‏ در‏ صورت‏ جزیره‏ای‏ شدن‏ دیگر‏ عامل‏ تنظیم‏ کننده‏ در‏ قسمتی‏ از‏ شبکه‏ که‏ قبلا‏ DG‏ به‏ آن‏ متصل‏ بوده‏ است‏ از‏ بین‏ می‏رود‏ و‏ شبکه‏ باید‏ به‏ عنوان‏ جبران‏ کننده‏ و‏ بر‏ طرف‏ کننده‏ اغتشاشات‏ سهم‏ DG‏ را‏ به‏ دوش‏ بکشد.‏ بنابراین‏ در‏ این‏ مقاله،‏ از‏ دو‏ شاخص‏‏ با‏ دو‏ معیار‏ و‏ در‏ دو‏ مکان‏ مختلف‏ برای‏ تشخیص‏ جزیره‏ای‏ شدن‏ استفاده‏ شده‏ تا‏ اینکه‏ بتوان‏ تا‏ حد‏ امکان‏ خطای‏ تشخیص‏ جزیره‏ای‏ را‏ کاهش‏ و‏ قابلیت‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ را‏ افزایش‏ داد.‏ مقایسه‏ همزمان‏ این‏ دو‏ شاخص‏‏ مثبت‏ با‏ مقادیر‏ مرجع‏ از‏ پیش‏ تعیین‏ ‌شده‏ برای‏ آن‏ها،‏ می‌تواند‏ شاخصی‏ برای‏ ایجاد‏ تمییز‏ بین‏ حالت‏ جزیره‌ای‏ و‏ دیگر‏ حالت‌های‏ بحرانی‏ مشابه‏ به‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ باشد.

مدل‏ منطقی‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ یاد‏ شده‏ در‏ بالا،‏ مطابق‏ شکل‏ (3)‏ است،‏ که‏ در‏ آن‏ خروجی‏ آخرین‏ گیت‏ AND،‏ بیانگر‏ وقوع‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ می‌باشد.‏ در‏ این‏ مدل‏ اگر‏ مقدار‏ ‏ از‏ آستانه‌‏ تعیین‏ شده‏ (‏ degree/sec5/1)‏ تجاوز‏ کند،‏ رله‏ به‏ مدت‏ 6‏ سیکل‏ در‏ فرکانس‏ سیستم‏ قدرت‏ (6T)‏ بلوکه‏ خواهد‏ شده‏ و‏ هیچ‏ تریپی‏ صادر‏ نخواهد‏ شد.‏

 

 

شکل‏ (3):‏ مدل‏ منطقی‏ الگوریتم‏ پیشنهادی

 

 

شکل‏ (4):‏ دیاگرام‏ تک‌خطی‏ سیستم‏ قدرت‏ شامل‏ DG:‏ (الف)‏ قبل‏ از‏ باز‏ شدن‏ مدار‏ شکن.‏ (ب)‏ بعد‏ از‏ باز‏ شدن‏ مدار‏ شکن

شکل‏ (4)‏ دیاگرام‏ تک‌خطی‏ سیستم‏ قدرت‏ شامل‏ DG‏ را،‏ که‏ به‏ شکل‏ موازی‏ با‏ شبکه‏ توزیع‏ در‏ حال‏ کردن‏ است،‏ نشان‏ می‌دهد.‏ مطابق‏ شکل‏ (4-الف)‏ در‏ حالت‏ نرمال‏ سیستم،‏ یک‏ افت‏ ولتاژ‏ ‏ بین‏ ولتاژ‏ ترمینال‏ واحد‏ تولید‏ پراکنده‏ و‏ ولتاژ‏ داخلی‏ ژنراتور‏ ،‏ به‏ علت‏ عبور‏ جریان‏ ‏ از‏ امپدانس‏ داخلی‏ ژنراتور‏ وجود‏ دارد.‏ بنابراین،‏ یک‏ اختلاف‏ فاز‏ ،‏ بین‏ ولتاژ‏ ترمینال‏ و‏ ولتاژ‏ داخلی‏ ژنراتور‏ وجود‏ دارد‏ که‏ دیاگرام‏ فازوری‏ آن‏ در‏ شکل‏ (5-الف)‏ آورده‏ شده‏ است.‏ مطابق‏ شکل‏ (4-ب)‏ اگر‏ مدار‏ شکن‏ به‏ علت‏ بروز‏ خطا‏ باز‏ شود،‏ DG‏ به‏همراه‏ بار‏ محلی‏ ‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ جدا‏ شده‏ و‏ به‏ شکل‏ جزیره‌ای‏ و‏ با‏ جریان‏ ‏ با‏ دامنه‏ کوچکتر‏ (یا‏ بزرگتر)‏ از‏ ،‏ به‏ تغذیه‏ باری‏ کوچکتر‏ (یا‏ بزرگتر)‏ از‏ بار‏ نامی‏ خود‏ ادامه‏ می‌دهد.‏ بنابراین،‏ با‏ قطع‏ ناگهانی‏ جریان‏ ،‏ ژنراتور‏ شتاب‏ مثبت‏ (یا‏ منفی)‏ خواهد‏ گرفت.‏ در‏ این‏ صورت،‏ یک‏ اختلاف‏ زاویه‏ ناگهانی‏ بین‏ و‏ (کاهشی‏ یا‏ افزایشی)‏ بوجود‏ آمده‏ و‏ فازور‏ ولتاژ‏ ترمینال‏ مطابق‏ شکل‏ (5-ب)‏ جهت‏ خود‏ را‏ تغییر‏ می‌دهد.

 

 

شکل‏ (5):‏ دیاگرام‏ فازوری‏ ولتاژ‏ داخلی‏ و‏ ترمینال:‏ (الف)‏ قبل‏ از‏ باز‏ شدن‏ مدار‏ شکن.‏ (ب)‏ بعد‏ از‏ باز‏ شدن‏ مدار‏ شکن.

 

با‏ فرض‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ بازبست‏ در‏ لحظه‏ ،‏ اگر‏ زاویه‏ روتور‏ در‏ لحظه‏ قبل‏ از‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ را‏ با‏ مقدار‏ ثابت‏ ‏ و‏ پس‏ از‏ باز‏ ‌شدن‏ بریکر‏ با‏ ‏ و‏ اختلاف‏ به‏ وجود‏ آمده‏ بین‏ آن‏ها‏ را‏ در‏ طول‏ مدت‏ زمان‏ ثانیه‏ با‏ ‏ نشان‏ دهیم،‏ می‌توان‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ ولتاژ‏ را‏ در‏ زمان‌های‏ بعد‏ از‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ ،‏ را‏ مطابق‏ رابطه‏ (4)‏ در‏ زیر‏ ‌تعریف‏ کرد:

(4)‏

 

 

که‏ در‏ آن‏ و‏ به‏ ترتیب،‏ توان‌‌های‏ اکتیو‏ و‏ راکتیو‏ تولیدی‏ ژنراتور،‏ در‏ زمان‌های‏ پس‏ از‏ جزیره‌شدگی‏ هستند،‏ که‏ پس‏ از‏ رسیدن‏ ژنراتور‏ به‏ نقطه‏ کار‏ پایدار‏ جدید،‏ به‏ اندازه‏ توان‏ اکتیو‏ و‏ راکتیو‏ تولیدی‏ از‏ طرف‏ شبکه‏ برای‏ تغذیه‏ بار،‏ با‏ و‏ ‏ اختلاف‏ خواهند‏ داشت.

در‏ این‏ معادله‏ با‏ توجه‏ به‏ رابطه‏ ‏ و‏ تغییرات‏ کوچک‏ فرکانس‏ در‏ زمان‌های‏ پس‏ از‏ وقوع‏ جزیره‌شدگی،‏ فرض‏ ‏ در‏ نظر‏ گرفته‏ شده‏ است.

بنابراین،‏ رابطه‏ (4)‏ به‏ شکل‏ رابطه‏ تقریبی‏ (5)‏ در‏ زیر‏ ساده‏ می‌شود:

(5)

 

 

که‏ در‏ آن‏ ‏ سرعت‏ سنکرون،‏ ثابت‏ اینرسی‏ ژنراتور‏ و‏ بقیه‏ شاخص‏‏ها‏ ‏مطابق‏ توضیحات‏ آورده‏ شده‏ در‏ بالا‏ هستند.‏ رابطه‏ ‏ از‏ حل‏ معادله‏ نوسان‏ ژنراتور‏ حاصل‏ شده‏ است.

بر‏ اساس‏ رابطه‏ (5)‏ و‏ با‏ توجه‏ به‏ کوچک‏ بودن‏ مقدار‏ ‏ در‏ لحظه‌های‏ اولیه‏ قطع‏ بریکر،‏ ‌‏ دامنه‏ ناچیزی‏ داشته‏ و‏ ‏ خواهد‏ بود.‏ پس‏ از‏ سپری‏ شدن‏ حالت‌های‏ گذرا‏ (100‏ میلی‏ ثانیه)،‏ دامنه‏ شاخص‏‏ ‌های‏ و‏ به‏ ترتیب،‏ به‏ مقادیر‏ نهایی‏ خود‏ یعنی‏ ‏ و‏ رسیده‏ و‏ ‏ برابر‏ رابطه‏ (6)‏ خواهد‏ بود:

(6)‏

 

 

بنابراین،‏ ‏ با‏ نسبت‏ توان‏ دوم‏ از‏ زمان‏ ‏ افزایش‏ می‌یابد.‏ رابطه‏ (7)،‏ تغییرات‏ ‏ را‏ به‏ تفکیک‏ زمان‏ نشان‏ ‌می‌دهد:

(7)

 

پرش‏ بردار‏ ولتاژ،‏ می‌تواند‏ به‏ کمک‏ مفهوم‏ اختلاف-‌سنجی‏ در‏ زاویه‏ فاز‏ ولتاژ‏ ترمینال،‏ شناسایی‏ و‏ اندازه‌گیری‏ شود.‏ مقایسه‏ آن‏ با‏ آستانه‌های‏ از‏ قبل‏ تعیین‏ شده،‏ می‌تواند‏ به‏ عنوان‏ شاخصی‏ برای‏ تشخیص‏ وقوع‏ قطعی‏ در‏ فیدر‏ ورودی‏ DG‏ یا‏ به‏ عبارتی،‏ تشخیص‏ جزیره‌شدگی‏ واحد‌های‏ تولید‏ پراکنده،‏ مؤثر‏ واقع‏ شود.‏ برای‏ محاسبه‏ دامنه‏ تغییرات‏ شاخص‏ تشخیص‏ جزیره‌-شدگی‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ ،‏ می‌توان‏ به‏ کمک‏ روابط‏ به‏ دست‏ آمده‏ برای‏ ‏ در‏ (7)‏ و‏ طبق‏ رابطه‏ (8)‏ در‏ زیر‏ عمل‏ کرد:

(8)‏

 

 

روابط‏ بالا‏ را‏ می‌توان‏ عیناً‏ برای‏ بیان‏ یک‏ رابطه‏ ریاضی‏ برای‏ محاسبه‏ دامنه‏ تغییرات‏ شاخص‏‏ ‏ نیز‏ تکرار‏ کرد.

 

5-‏ تعیین‏ آستانه‌ها

خروجی‏ نهایی‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ تابع‏ ارضای‏ دو‏ معادله،‏ است.‏ معادله‏ اول،‏ قدر‏ مطلق‏ میزان‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‏ DG‏ را‏ با‏ مقدار‏ مرجع‏ مقایسه‏ کرده‏ و‏ با‏ بالا‏ رفتن‏ ‏ از‏ آستانه‏ در‏ نظر‏ گرفته‏ شده،‏ احتمال‏ وقوع‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ یا‏ بروز‏ خطا‏ در‏ فیدر‏ ورودی‏ DG‏ را‏ نشان‏ می‌دهد.‏ این‏ آستانه‏ برابر‏ 3‏ درجه‏ انتخاب‏ شده،‏ و‏ طوری‏ تنظیم‏ شده‏ است‏ که‏ الگوریتم‏ حتی‏ قادر‏ به‏ تشخیص‏ نامتعادلی‌های‏ کوچک‏ در‏ بخش‏ جزیره‌ شده‏ باشد.

معادله‏ دوم،‏ قدرمطلق‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ نزدیکترین‏ باس‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ DG‏ را‏ با‏ مقدار‏ مرجع‏ مقایسه‏ کرده‏ و‏ با‏ پایین‏ ماندن‏ ‏ از‏ آستانه‏ در‏ نظر‏ گرفته‏ شده،‏ مشخص‏ می‌کند‏ که‏ علت‏ تجاوز‏ ‏ از‏ آستانه‌‏ ناشی‏ از‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ و‏ نه‏ خطاست.‏ این‏ آستانه‏ برابر‏ 5/1‏ درجه‌‏ بر‏ ثانیه،‏ انتخاب‏ شده‏ و‏ طوری‏ تنظیم‏ شده‏ است‏ که‏ الگوریتم‏ در‏ تمایز‏ بین‏ نامتعادلی‌های‏ بزرگ‏ توان‏ و‏ سوئیچینگ‏ بانک‌های‏ خازنی‏ بزرگ‏ در‏ خط،‏ دچار‏ اشتباه‏ نشود.‏ در‏ معادله‏ دوم،‏ اگر‏ مقدار‏ مثبت‏ ‏ از‏ آستانه‏ خود‏ تجاوز‏ کند،‏ یعنی‏ تغییرات‏ شدید‏ ایجاد‏ شده‏ در‏ ‏ و‏ تجاوز‏ آن‏ از‏ 3‏ درجه‏ ناشی‏ از‏ خطا‏ در‏ فیدر‏ است.‏ بنابراین،‏ خروجی‏ نهایی‏ مدل‏ منطقی‏ آورده‏ شده‏ در‏ شکل‏ (3)،‏ رله‏ را‏ به‏ مدت‏ 120‏ میلی‌ثانیه‏ بلوکه‏ کرده‏ و‏ در‏ این‏ مدت‏ هیچ‏ فرمانی‏ از‏ طرف‏ رله‏ تولید‏ نمی‌شود.‏ مقادیر‏ یاد‏ شده‏ برای‏ آستانه‏ها‏ بر‏ اساس‏ شبیه‏ سازی‏های‏ مختلف‏ و‏ برای‏ شرایط‏ مختلف‏ بارگذاری‏ شبکه‏ تحت‏ مطالعه‏ به‏دست‏ آمده‏ است‏ و‏ به‏ عنوان‏ شاخص‏‏های‏ ‏تنظیمی‏ روش‏ پیشنهادی‏ مطرح‏ هستند.‏ همان‏گونه‏ که‏ در‏ حفاظت‏ شبکه‏های‏ الکتریکی‏ پس‏ از‏ مطالعات‏ مختلف‏ اتصال‏ کوتاه‏ و‏ نظایر‏ آن،‏ مقادیر‏ شاخص‏‏های‏ ‏تنظیمی‏ رله‏ حفاظتی‏ تعیین‏ می‏شود.

 

6-‏ شبکه‏ مورد‏ مطالعه

شبکه‏ مورد‏ مطالعه،‏ یک‏ شبکه‏ توزیع‏ بهم‏ پیوسته‏ با‏ سطح‏ ولتاژ‏ kV20‏ است،‏ که‏ از‏ طریق‏ ترانسفورمر‏ kV20/63‏ به‏ شبکه‏ اصلی‏ با‏ سطح‏ ولتاژ‏ ‏ kV63‏ متصل‏ شده‏ است.‏ این‏ شبکه‏ در‏ فضای‏ نرم‌افزار‏ PSCAD/EMTDC‏ پیاده‌سازی‏ شده‏‌است.‏ شمای‏ کلی‏ شبکه‏ در‏ شکل‏ (6)‏ ارایه شده است،‏ که‏ شامل‏ یک‏ مزرعه‏ بادی‏ متشکل‏ از‏ 5‏ توربین‏ بادی‏ مجهز‏ به‏ ژنراتور‏ سنکرون‏ مغناطیس‏ دایم‏ با‏ قدرت‏ مجموع‏ ‏ MVA3‏ می‌باشد.‏ مزرعه‏ بادی،‏ از‏ طریق‏ یک‏ مبدل‌‏ قدرت‏ PWM‏ به‏ شبکه‏ توزیع‏ وصل‏ شده‏ است‏ و‏ بار‏ محلی‏ متصل‏ به‏ باس‏ 2‏ را‏ تغذیه‏ می‌کند. دو‏ دستگاه‏ PMU،‏ در‏ دو‏ نقطه‏ مجزا‏ از‏ سیستم‏ (1PMU‏ در‏ باس‏ DG‏ (DG‏ Bus)‏ و‏ 2PMU‏ در‏ نزدیکترین‏ باس‏ از‏ شبکه‏ اصلی‏ به‏ DG‏ (Main‏ Bus))‏ به‏ منظور‏ انجام‏ اندازه‌گیر‌ی‌های‌‏ فازوری،‏ نصب‏ شده‌اند.‏ با‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ بازبست‏ (RC)،‏ DG‏ به‏ صورت‏ مجزا‏ بار‏ محلی‏ را‏ تغذیه‏ کرده‏ و‏ شرایط‏ جزیره‌ای‏ شدن‏ آن‏ اتفاق‏ می‌افتد؛‏ که‏ در‏ این‏ حالت‏ با‏ استفاده‏ از‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ شرایط‏ جزیره‌ای‏ به‏ شکل‏ زمان‏ واقعی‏ تشخیص‏ داده‏ می‌شود.‏ شایان‏ ذکر‏ است‏ که‏ از‏ این‏ روش‏ می‏توان‏ برای‏ تشخیص‏ جزیره‏شدگی‏ انواع‏ مختلف‏ تولیدات‏ پراکنده‏ استفاده‏ کرد‏ ولی‏ از‏ آنجا که‏ امروزه‏ توربین‏های‏ بادی‏ مغناطیس‏ دایم‏ کاربرد‏ بیشتری‏ پیدا‏ کرده‏اند‏ و‏ دارای‏ سیستم‏ کنترل‏ تحریک‏ نمی‏باشند،‏ این‏ روش‏ بر‏ روی‏ این‏ نوع‏ از‏ DG‏ها‏ ‏پیاده‏سازی‏ شده‏ است.‏ برای‏ سایر‏ DG‏ لازم‏ است‏ که‏ مقادیر‏ آستانه‏ و‏ مدل‏سازی‏ سیستم‏ تحریک‏ آن‏ها‏ مد‏ نظر‏ قرار‏ گیرد.

اطلاعات‏ مربوط‏ به‏ شبکه‏ اصلی،‏ ترانس‌ها،‏ ویژگی‏های‏ سیستم‏ بادی‏ و‏ طول‏ خطوط،‏ به‏ ترتیب‏ در‏ جداول‏ (1)،‏ (2)‏ و‏ (3)‏ در‏ زیر‏ آمده‏ است.‏ امپدانس‏ تمام‏ خطوط‏ در‏ این‏ شبکه‏ برابر با‏ /km‏ 4/0j+2/0 است.

 

 

 

شکل‏ (6):‏ دیاگرام‏ تک‌خطی‏ شبکه‏ مورد‏ مطالعه

 

 

جدول‏ (1):‏ ویژگی‏های‏ شبکه‏ اصلی‏ و‏ ترانس‌ها

شبکه‏ اصلی

مقادیر

ترانس‌ها

مقادیر

VL-L

kV‏ 63

ST1

MVA‏ 3

SSC

MVA‏ 500

ST2

MVA‏ 500

X/R

20

%XT1

6

 

 

%‏ XT2

10

 

جدول‏ (2):‏ ویژگی‏های‏ سیستم‏ بادی

ژنراتور

مقادیر

توربین

مقادیر

VL-G

69/0‏ kV

Sout

MW‏ 6/3

Snom

‏ MVA3

r

m‏ 5/46

fnom

Hz‏ 416/0

VW

m/s‏ 13

p

120

 

 

H

‏ sec3/4

 

 

Xd

pu‏ 4/0

 

 

Xq

pu‏ 51/0

 

 

 

جدول‏ (3):‏ اطلاعات‏ مربوط‏ به‏ خطوط‏ و‏ بارها

طول‏ خط

باس‏ ابتدا-‏ انتها

بار‌ها

مقادیر

‏ Km5

1‏ –‏ 2

SL1

MVA‏ 10

‏ Km5/1

3‏ –‏ 2

SL2

MVA‏ 4/2

 

 

cosφL1

85/0

 

 

cosφL2

85/0


 

 

7-‏ شبیه‌سازی

در‏ این‏ بخش،‏ شبیه‌سازی‌های‏ مختلف‏ برای‏ شرایط‏ عملکرد‏ جزیره‌ای‏ DG‏ به‏ ازای‏ تغییرات‏ مختلف‏ بار‏ آن،‏ انجام‏ می‌شود‏ و‏ با‏ استفاده‏ از‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ نشان‏ داده‏ می‌شود‏ که‏ این‏ الگوریتم‏ یک‏ روش‏ توانمندی‏ برای‏ تشخیص‏ دقیق‏ و‏ سریع‏ جزیره‌ای‏ شدن‏ DG‏ است.‏ همچنین‏ نشان‏ داده‏ می‌شود‏ که‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ به‏ علت‏ استفاده‏ از‏ داده‌های‏ آنلاین‏ رسیده‏ به‏ مرکز‏ پردازش‏ داده‌های‏ فازوری،‏ می‌تواند‏ استاندارد‏ IEEE-1547‏ را‏ رعایت‏ کرده‏ و‏ جزیره‏شدگی‏ را‏ تشخیص‏ دهد.‏ آزمون‏ الگوریتم‏ پیشنهادی،‏ علاوه‏ بر‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ DG،‏ برای‏ اختلالات‏ غیرجزیره‌ای‏ در‏ شبکه‏ نیز‏ مانند:‏ وقوع‏ انواع‏ خطا‌ها‏ (متقارن‏ و‏ نامتقارن)‏ با‏ مقاومت‌های‏ مختلف،‏ سوئیچینگ‏ بانک‌های‏ خازنی‏ و‏ وارد/ خارج‏ کردن‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه،‏ انجام‏ شده‏ ‌‌‌است‏ و‏ نتایج‏ آن‏ برای‏ مقایسه‏ با‏ عملکرد‏ رله‌های‏ شیفت‏ برداری‏ آورده‏ شده‏ ‌است.‏ در‏ این‏ مقایسه‌‌،‌‏ تنظیمات‏ رله‏ شیفت‏ برداری‏ برابر‏ با‏ 3‏ درجه‏ انتخاب‏ شده‏ ‌است.‏ این‏ رله‏ در‏ صورت‏ تجاوز‏ ولتاژ‏ یا‏ فرکانس‏ از‏ محدوده‏ تعیین‏ شده‏ (یاد‏ شده‏ در‏ بخش‏ 3)،‏ به‏ مدت‏ 6‏ سیکل‏ (120‏ میلی‌ثانیه)‏ بلوکه‏ خواهد‏ شد.‏ در‏ این‏ شبیه‌سازی‌ها‏ فرض‏ شده‌است‏ که،‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ با‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ بازبست‏ (RC)‏ نشان‏ داده‏ در‏ شکل‏ (6)،‏ به‏ علت‏ بروز‏ خطا‏ در‏ سیستم‏ اتفاق‏ می‌افتد.

 

7-1‏ بررسی‏ شرایط‏ عملکرد‏ جزیره‌ای‏ DG

در‏ شبیه‌سازی‏ اول،‏ برای‏ جزیره‌شدگی‌‏ DG‏ به‏ ازای‏ 2/11 درصد‏ تغییرات‏ در‏ بار‏ آن‏ ،‏ با‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ بازبست‏ (RC)،‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ انجام‏ شده‏ است.‌‏ شکل‌های‏ (7)‏ و‏ (8)‏ به‏ ترتیب،‏ تغییرات‏ شاخص‏‏های‏ ‏روش‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ شیفت‏ برداری‏ را‏ در‏ زمان‌های‏ قبل‏ و‏ بعد‏ از‏ وقوع‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ نشان‏ می‌دهند.

مطابق‏ نمودار‏ میله‌ای‏ رسم‏ شده‏ در‏ شکل‏ (7-الف)،‏‏ قدرمطلق‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ ،‏ در‏ لحظه‌های‏ قبل‏ از‏ باز‏ ‌شدن‏ کلید‏ بازبست‏ کمابیش صفر‏ بوده‏ و‏ بعد‏ از‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ در‏ ثانیه30ام،‏ به‏ علت‏ بوجود‏ آمدن‏ تغییرات‏ ناگهانی‏ در‏ توان‌‏ تولیدی‏ ژنراتور،‏ طبق‏ روابط‏ یاد‏ شده‏ در‏ معادله‌های‏ (7)‏ و‏ (8)،‏ ابتدا‏ یک‏ حالت‏ افزایشی_کاهشی‏ داشته‏ و‏ پس‏ از‏ سپری‏ شدن‏ حالت‌های‏ گذرا،‏ از‏ ثانیه‏ 1/30ام‏ به‏ طور‏ منظم‏ شروع‏ به‏ افزایش‏ کرده‏ است.‏ همان طور که‏ در‏ شکل‏ (7-الف)‏ مشاهده می‌شود،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ در‏ لحظه‏ 02/30‏ ثانیه‏ با‏ رسیدن‏ به‏ 22/6‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ در‏ حالی‏که،‏ مطابق‏ شکل‏ (7-‌ب)،‏ قدرمطلق‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‏ شبکه‏ اصلی‏ ،‏ در‏ این‏ لحظه‏ با‏ دامنه‏ 031/0‏ درجه‏ ‌بر‏ ثانیه،‏ در‏ مقداری‏ پایین‌تر‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ degree/sec)‏ 06/0)‏ قرار‏ دارد.‏ بنابراین،‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ با‏ وجود‏ نامتعادلی‏ کوچک‏ توان‏ در‏ بخش‏ جزیره ‌شده‏ (9/15 درصد)،‏ قادر‏ به‏ تشخیص‏ درست‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ با‏ یک‏ تأخیر‏ 20‏ میلی‌ثانیه‌ای‏ شده‏ است.

 

 

 

شکل‏ (7):‏ شاخص‏‏های‏ ‏الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ بروز‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ DG.‏ الف)‏ (degree)،‏ ب)‏ (degree/sec).

 

 

شکل‏ (8):‏ شاخص‏‏های‏ ‏رله‏ VS‏ برای‏ بروز‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ .DG الف)‏ (degree)‏ ،‏ ب)‏ (pu)‏ V+،‏ ج)‏ (Hz)‏ f.

 


همچنین،‏ شکل‏ (8-الف)‏ قدرمطلق‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ ‏ را‏ که‏ هر‏ سیکل‏ یک‏بار‏ توسط‏ رله‏ شیفت‏ ‌برداری‏ محاسبه‏ می‌شود،‏ نشان‏ می‌دهد.‏ این‏ شاخص‏‏ که‏ به‏ عنوان‏ شاخص‏ تشخیص‏ جزیره‌شدگی‏ در‏ رله‌های‏ VS‏ است،‏ از‏ روابط‏ حاکم‏ بر‏ معادله‏ (7)‏ پیروی‏ می‌کند.‏ بطوری‏که،‏ تغییرات‏ آن‏ قبل‏ از‏ وقوع‏ جزیره‌شدگی‏ کمابیش صفر‏ بوده‏ و‏ پس‏ از‏ باز‏ شدن‏ کلید‏ در‏ ثانیه‏ 30ام،‏ ابتدا‏ یک‏ حالت‏ افزایشی- کاهشی‏ و‏ از‏ ثانیه‏ 1/30ام‏ به‏ بعد‏ یک‏ حالت‏ افزایشی‏ منظمی‏ داشته‏ است.‏ همان‏طور‏ که‏ در‏ شکل‏ (8-الف)‏ مشاهده‏ می‌شود،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ،‏ در‏ لحظه‏ 02/30‏ ثانیه‏ با‏ رسیدن‏ به‏ 35/3‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ در‏ این‏ لحظه،‏ به‏ علت‏ باقی‌‏ ماندن‏ دامنه‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ و‏ فرکانس‏ در‏ محدوده‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ها‏ (0/8<Vpu<1/3)‏ (47<f<53Hz)‏ (به‏ ترتیب،‏ مطابق‏ شکل‌های‏ آورده‏ شده‏ در‏ (8-ب)‏ و‏ (8-ج))،‏ رله‏ در‏ لحظه‏ 02/30‏ ثانیه‏ و‏ با‏ یک‏ تأخیر‏ 20‏ میلی‌ثانیه‌ای‏ فرمان‏ قطع‏ DG‏ را‏ صادر‏ کرده‏ است.

 

7-2‏ بررسی‏ بروز‏ انواع‏ خطا‏ در‏ شبکه

با‏ بروز‏ انواع‏ خطا‌‏ در‏ خط‏ (متقارن‏ یا‏ نامتقارن)،‏ به‏ علت‏ تغییر‏ امپدانس‏ دیده‏ شده‏ از‏ ترمینال‌های‏ DG،‏ تغییراتی‏ ناگهانی‏ در‏ جریان‏ تولیدی‏ ژنراتور‏ ،‏ به‏وجود‏ می‌آید.‏ بنابراین،‏ مطابق‏ مطالب‏ یاد‏ شده‏ در‏ بخش‏ (4)،‏ یک‏ پرش‏ ناگهانی‏ در‏ فازور‏ ولتاژ‏ ترمینال‏ DG‏ به وجود‌‏ آمده‏ و‏ دامنه‏ آن‏ افت‏ می‌کند.‏ میزان‏ پرش‏ در‏ بردار‏ ولتاژ‏ و‏ افت‏ دامنه‏ آن،‏ بستگی‏ به‏ محل‏ خطا‏ و‏ مقاومت‏ آن‏ دارد.‏ هر‏ چقدر‏ مقاومت‏ خطا‏ بزرگ‏ باشد،‏ دامنه‏ تغییرات‏ ‏ کوچکتر‏ بوده‏ و‏ در‏ نتیجه‏ میزان‏ پرش‏ بردار‏ ولتاژ‏ و‏ افت‏ آن‏ نیز‏ کوچکتر‏ خواهد‏ بود.‏ در‏ این‏ بخش‏ حساسیت‏ روش‏ پیشنهادی،‏ برای‏ بروز‏ انواع‏ خطا‏ در‏ شبکه‏ با‏ مقاومت‌‏ خطاهای‏ مختلف،‏ که‏ رفتاری‏ مشابه‏ به‏ شرایط‏ جزیره‌شدگی‏ DG‏ دارند،‏ بررسی‏ شده‏ و‏ نتایج‏ آن‏ با‏ عملکرد‏ رله‏ VS‏ مقایسه‏ شده‏ است.

 

7-2-1‏ خطای‏ سه‌فاز

برای‏ بررسی‏ این‏ حالت،‏ یک‏ خطای‏ سه‌فاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ 5‏ اهم،‏ در‏ انتهای‏ فیدر‏ ورودی‏ DG،‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ و‏ به‏ مدت‏ زمان‏ 1/0‏ ثانیه‏ قرار‏ داده‏ شده‏ است.‏ نمودار‏ میله‌ای‏ رسم‏ شده‏ در‏ شکل‌های‏ (9-الف)‏ و‏ (10-الف)،‏ قدرمطلق‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ ‏ را،‏ در‏ هر‏ سیکل‏ و‏ به‏ ترتیب‏ برای‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ نشان‏ می‌دهد.‏ در‏ هر‏ دو‏ شکل،‏ ‏ در‏ لحظه‌های‏ قبل‏ از‏ بروز‏ خطا‏ تقریباً‏ صفر‏ بوده‏ و‏ از‏ ثانیه30ام‏ به‏ بعد،‏ دو‏ بار‏ افزایش-کاهش‏ شدید‏ داشته‏ است.‏ افزایش-کاهش‏ اولی،‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ و‏ به‏ علت‏ تغییر‏ ناگهانی‏ در‏ جریان‏ ‏ با‏ بروز‏ خطا‏ در‏ خط‏ بوجود‏ آمده‏ و‏ افزایش-کاهش‏ دومی‏ در‏ لحظه‏ 1/30‏ ثانیه‏ و‏ به‏ علت‏ تغییر‏ ناگهانی‏ مجدد‏ در‏ جریان‏ ‏ در‏ اثر‏ رفع‏ خطا‏ از‏ شبکه،‏ بوجود‏ آمده‏ است.

در‏ الگوریتم‏ پیشنهادی،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ (مطابق‏ شکل‏ (9-الف))‏ در‏ لحظه‌های30‏ و‏ 12/30‏ ثانیه،‏ به‏ ترتیب‏ با‏ رسیدن‏ به‏ مقادیر‏ 3/5‏ و‏ 4/19‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ ولی‏ مطابق‏ شکل‏ (9-‌ب)،‏ در‏ این‏ لحظه‌ها‏ به‏ علت‏ رسیدن‏ دامنه‏ قدر مطلق‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‏ شبکه‏ اصلی‏ ‏ به‏ ترتیب،‏ به‏ مقادیر‏ 59/0‏ و‏ 17/1‏ درجه‏ ‌بر‏ ثانیه‏ و‏ تجاوز‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ degree/sec)‏ 06/0)،‏ مطابق‏ مدل‏ منطقی‏ آورده‏ شده‏ در‏ شکل‏ (3)،‏ عملکرد‏ رله‏ هر‏ بار‏ به‏ مدت‏ 120‏ میلی‏ ‌ثانیه‏ بلوکه‏ شده‏ است.‏ بنابراین،‏ بدین‏ طریق‏ از‏ تریپ‏ اشتباه‏ رله‏ پیشنهادی،‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ سه‏ فاز‏ در‏ شبکه،‏ جلوگیری‏ شده‏ است.‏

 

 

 

شکل‏ (9):‏ شاخص‏‏های‏ ‏الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ سه‌فاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ Ω5. الف)‏ (degree)،‏

ب)‏ (degree/sec).

 

شکل‏ (10):‏ شاخص‏‏های‏ ‏رله‏ VS‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ سه‌فاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ Ω5.‏ الف)‏ (degree)،‏ ب)‏ (pu)‏ V+،‏

ج)‏ (Hz)‏ f.

 

همچنین،‏ مطابق‏ شکل‏ (10-الف)‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ رلهVS،‏‏ در‏ لحظه‌های30‏ و‏ 12/30‏ ثانیه،‏ با‏ رسیدن‏ به‏ مقادیر‏ 2/3‏ و‏ 2/13‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ در‏ این‏ لحظه‌،‏ به‏ علت‏ باقی‌‏ ماندن‏ دامنه‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ و‏ فرکانس‏ در‏ محدوده‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ها‏ (0/8<Vpu<1/3,‏ 47<f<53Hz)‏ به‏ ترتیب،‏ مطابق‏ شکل‌های‏ نشان‏ داده‏ شده‏ در‏ (10-ب)‏ و‏ (10-ج)،‏ رله‏ VS‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ با‏ نخستین‏ افزایش‏ در‏ دامنه‏ فازور‏ ولتاژ،‏ فرمان‏ قطع‏ DG‏ را‏ به‏ اشتباه‏ صادر‏ کرده‏ است.


 

جدول‏ (4):‏ مقادیر‏ شاخص‏‏ها‏ ‏و‏ نتایج‏ عملکرد‏ رله‌ها‏ در‏ ثانیه‏ 30ام،‏ برای‏ بروز‏ خطا‏ سه‌فاز

شاخص‏‏های‏ ‏الگوریتم‏ پیشنهادی

شاخص‏‏های‏ ‏رله‏ VS

مقاومت‏ خطا

تریپ

(درجه‌‏ بر‌ثانیه)

‏ (درجه)

تریپ

V+‏ (پریونیت)

‏ (درجه)

خیر

39/2

16/6

بله

832/0

34/4

Ω‏ 1

خیر

21/0

8/3

بله

9/0

06/8

Ω‏ 10

خیر

157/0

36/8

بله

94/0

51/5

Ω‏ 15

خیر

016/0

74/2

خیر

99/0

77/1

Ω50

 

 

در‏ جدول‏ (4)،‏ مقادیر‏ شاخص‏‏ها‏ ‏و‏ نتایج‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ در‏ زمان‌های‏ بحرانی‏ (زمان‌هایی‏ که‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ از‏ degree‏ 3‏ تجاوز‏ کرده‏ است)،‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ سه‌فاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطا‌های‏ 1،‏ 10،‏ 15،‏ 50‏ اهم‏ آورده‏ شده‏ است.‏ بر اساس‏ این‏ جدول،‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ تمامی‏ حالات،‏‏ با‏ تجاوز‏ دامنه‏ ‏ از‏ آستانه‏ تعین‏ شده‏ برای‏ آن،‏ به درستی‏ بلوکه‏ شده‏ و‏ هیچ‏ فرمان‏ نادرستی‏ صادر‏ نشده‏ است.‏ در‏ صورتی که،‏ رله‏ VS‏ با‏ ارسال‏ فرمان‏ قطع،‏ برای‏ تمام‏ حالت‏ عملکرد‏ نادرستی‏ داشته‏ است.

 

 

7-2-2‏ خطای‏ دو‌فاز

در‏ این‏ حالت،‏ یک‏ خطای‏ دوفاز‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ 5‏ اهم،‏ در‏ انتهای‏ فیدر‏ ورودی‏ DG،‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ و‏ به‏ مدت‏ زمان‏ 1/0‏ ثانیه‏ قرار‏ داده‏ شده‏ است.‏ در‏ الگوریتم‏ پیشنهادی،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ (مطابق‏ شکل‏ (11-الف))‏ در‏ لحظه‌های30‏ و‏ 12/30‏ ثانیه،‏ به‏ ترتیب‏ با‏ رسیدن‏ به‏ مقادیر‏ 4/3‏ و‏ 9/11‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ ولی‏ مطابق‏ شکل‏ (11-‌ب)،‏ در‏ این‏ لحظه‌ها‏ به‏ علت‏ رسیدن‏ قدرمطلق‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‏ شبکه‏ اصلی‏ ‏ به‏ ترتیب،‏ به‏ مقادیر‏ 83/0‏ و‏ 47/1‏ درجه‏ ‌بر‏ ثانیه‏ و‏ تجاوز‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ degree/sec)‏ 06/0)،‏ عملکرد‏ رله‏ هر‏ بار‏ به‏ مدت‏ 120‏ میلی‏ ‌ثانیه‏ بلوکه‏ شده‏ است.‏ بنابراین،‏ بدین‏ طریق‏ از‏ تریپ‏ اشتباه‏ رله‏ پیشنهادی،‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ دوفاز‏ در‏ شبکه،‏ جلوگیری‏ شده‏ است.‏

همچنین،‏ مطابق‏ شکل‏ (12-الف)‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ رلهVS،‏‏ در‏ لحظه‌های02/‌30‏ و‏ 14/30‏ ثانیه،‏ به‏ ترتیب‏ با‏ رسیدن‏ به‏ مقادیر‏ 0/8‏ و‏ 1/4‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ در‏ این‏ لحظه‌ها،‏ به‏ علت‏ باقی‌‏ ماندن‏ دامنه‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ و‏ فرکانس‏ در‏ محدوده‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ها‏ (0/8<Vpu<1/3,47<f<53Hz)‏ به‏ ترتیب،‏ مطابق‏ شکل‌های‏ نشان‏ داده‏ شده‏ در‏ (12-ب)‏ و‏ (12-ج)،‏ رله‏ VS‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ با‏ نخستین‏ افزایش‏ در‏ دامنه‏ فازور‏ ولتاژ،‏ فرمان‏ قطع‏ DG‏ را‏ به‏ اشتباه‏ صادر‏ کرده‏ است.

در‏ جدول‏ (5)،‏ مقادیر‏ شاخص‏‏ها‏ ‏و‏ نتایج‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ در‏ زمان‌های‏ بحرانی،‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ دوفاز‏ با‏ مقاومت‏ خطا‌های‏ 1،‏ 10،‏ 15،‏ 30‏ و‏ 50‏ اهم‏ آورده‏ شده‏ است.‏ بر اساس‏ این‏ جدول،‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ تمامی‏ حالات‏ با‏ تجاوز‏ دامنه‏ ‏ از‏ آستانه‏ تعین‏ شده‏ برای‏ آن،‏ به درستی‏ بلوکه‏ شده‏ و‏ هیچ‏ فرمان‏ نادرستی‏ صادر‏ نشده‏ است.‏ در‏ صورتی که،‏ رله‏ VS‏ برای‏ مقاومت‌های‏ 10‏ و‏ 15‏ اهم‏ با‏ ارسال‏ فرمان‏ قطع،‏ عملکرد‏ نادرستی‏ داشته‏ است.‏ رله‏ VS‏ بر اساس‏ جدول‏ زیر،‏ برای‏ خطا‌ی‏ سه‌فاز‏ با‏ مقاومت‌‌های‏ خطا‌های‏ 10‏ و‏ 15‏ اهم،‏ به‏ علت‏ بالا‏ ماندن‏ دامنه‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده،‏ با‏ تجاوز‏ دامنه‏ ‏ از‏ آستانه‏ تعین‏ شده‏ برای‏ آن،‏ در‏ ثانیه‏ 02/30ام‏ به‏ اشتباه‏ تریپ‏ داده‏ است.

 

 

 

شکل‏ (11):‏ شاخص‏‏های‏ ‏الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ دوفاز‏ بهم‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ Ω5. الف)‏ (degree)‏ ،‏ ب)‏ (degree/sec)

 

شکل‏ (12):‏ شاخص‏های‏ رله‏ VS‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ دوفاز‏ بهم‏ با ‏ مقاومت‏ خطای‏ Ω5.‏ الف)‏ (degree)،‏ ب)‏ (pu)‏ V+،‏ ج)‏ (Hz)‏ f

 

 

 

جدول‏ (5):‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکرد‏ رله‌ها‏ در‏ ثانیه‏ 30ام،‏ برای‏ بروز‏ خطا‏ دوفاز

شاخص‏‌های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی

شاخص‏‌های‏ رله‏ VS

مقاومت‏ خطا

تریپ

(درجه‌‏ بر‌ثانیه)

‏ (درجه)

تریپ

V+‏ (پریونیت)

‏ (درجه)

خیر

84/3

75/8

خیر

6/0

3/5

Ω‏ 1

خیر

6/0

65/9

بله

89/0

97/5

Ω‏ 10

خیر

3/0

26/7

بله

93/0

62/4

Ω‏ 15

خیر

09/0

14/4

خیر

97/0

56/2

Ω30

خیر

044/0

63/2

خیر

99/0

62/1

Ω50

 

 

7-2-3‏ خطای‏ تک‌فاز

در‏ این‏ حالت‏ یک‏ خطای‏ تکفاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ 15‏ اهم،‏ در‏ انتهای‏ فیدر‏ ورودی‏ DG،‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ و‏ به‏ مدت‏ زمان‏ 1/0‏ ثانیه‏ قرار‏ داده‏ شده‏ است.‏ در‏ الگوریتم‏ پیشنهادی،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ (مطابق‏ شکل‏ (13-الف))‏ در‏ لحظه‌های02/30،‏ با‏ رسیدن‏ به‏ مقادیر‏ 93/5 درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ ولی‏ مطابق‏ شکل‏ (13-‌ب)،‏ در‏ این‏ لحظه‌‏ به‏ علت‏ رسیدن‏ قدر مطلق‏ آهنگ‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ باس‏ شبکه‏ اصلی‏ ‏ به‏ 41/0‏ درجه‏ ‌بر‏ ثانیه‏ و‏ تجاوز‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ degree/sec)‏ 06/0)،‏ عملکرد‏ رله‏ به‏ مدت‏ 120‏ میلی‏ ‌ثانیه‏ بلوکه‏ شده‏ است.‏ بنابراین،‏ بدین‏ طریق‏ از‏ تریپ‏ اشتباه‏ رله‏ پیشنهادی،‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ تکفاز‏ به‏ زمین‏ در‏ شبکه،‏ جلوگیری‏ شده‏ است.


 

 

شکل‏ (13):‏ شاخص‏های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ تکفاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ Ω5. الف)‏ (degree)،‏

ب)‏ (degree/sec).

 

شکل‏ (14):‏ شاخص‏های‏ رله‏ VS‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ تکفاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطای‏ Ω5.‏ الف)‏ (degree)،‏ ب)‏ (pu)‏ V+،‏

ج)‏ (Hz)‏ f.

 

 

همچنین،‏ مطابق‏ شکل‏ (14-الف)‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ رلهVS،‏‏ در‏ لحظه‌های‏ 02/30،‏ با‏ رسیدن‏ به‏ 9/3‏ درجه،‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ (degree‏ 3)‏ تجاوز‏ کرده‏ است.‏ در‏ این‏ لحظه،‏ به‏ علت‏ باقی‌‏ ماندن‏ دامنه‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ و‏ فرکانس‏ در‏ محدوده‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ها‏ (0/8<Vpu<1/3,47<f<53Hz)‏ به‏ ترتیب،‏ مطابق‏ شکل‌های‏ نشان‏ داده‏ شده‏ در‏ (14-ب)‏ و‏ (14-ج)،‏ رله‏ VS‏ در‏ ثانیه‏ 02/30ام‏ با‏ نخستین افزایش‏ در‏ دامنه‏ فازور‏ ولتاژ،‏ فرمان‏ قطع‏ DG‏ را‏ به‏ اشتباه‏ صادر‏ کرده‏ است.


 

جدول‏ (6):‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکرد‏ رله‌ها‏ در‏ ثانیه‏ 30ام،‏ برای‏ بروز‏ خطا‏ تکفاز‏ به‏ زمین

شاخص‏‌های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی

شاخص‏‌های‏ رله‏ VS

مقاومت‏ خطا

تریپ

(درجه‌‏ بر‌ثانیه)

‏ (درجه)

تریپ

V+‏ (پریونیت)

‏ (درجه)

خیر

71/0

78/3

بله

78/0

5/4

Ω‏ 1

خیر

152/0

7/3

خیر

97/0

46/2

Ω‏ 10

خیر

073/0

63/2

خیر

985/0

71/1

Ω‏ 15

خیر

018/0

39/1

خیر

1

88/0

Ω30

خیر

0175/0

745/0

خیر

0/1

47/0

Ω50

 

 

در‏ جدول‏ (6)،‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ در‏ زمان‌های‏ بحرانی،‏ برای‏ بروز‏ خطای‏ تکفاز‏ به‏ زمین‏ با‏ مقاومت‏ خطا‌های‏ 1،‏ 10،‏15،‏ 30‏ و‏ 50‏ اهم‏ آورده‏ شده‏ است.‏ بر اساس این‏ جدول،‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ تمامی‏ حالات‏ با‏ تجاوز‏ دامنه‏ ‏ از‏ آستانه‏ تعین‏ شده‏ برای‏ آن،‏ به درستی‏ بلوکه‏ شده‏ و‏ هیچ‏ فرمان‏ نادرستی‏ صادر‏ نشده‏ است.‏ در‏ صورتی که،‏ رله‏ VS‏ برای‏ مقاومت‏ 1‏ اهم،‏ با‏ ارسال‏ فرمان‏ قطع‏ عملکرد‏ نادرستی‏ داشته‏ است.‏

 

7-3‏ سوئیچینگ‏ بانک‌های‏ خازنی

بانک‌های‏ خازنی‏ برای‏ جبران‏ ضریب‏ توان‏ ژنراتور‏ و‏ در‏ نزدیکی‏ بار‌های‏ محلی،‏ با‏ پله‌های‏ 5،‏ 10،‏ 15‏ و‏ 30‏ درصدی‏ از‏ کل‏ بار‏ ژنراتور‏ و‏ ترکیبی‏ از‏ آن‏ها،‏ وارد‏ شبکه‏ می‌شوند.‏ با‏ وارد/ خارج‏ کردن‏ بانک‌های‏ خازنی‏ به‏ شبکه،‏ میزان‏ توان‏ راکتیو‏ تولیدی‏ ژنراتور‏ ،‏ دچار‏ تغییرات‏ ناگهانی‌‏ شده‏ و‏ بر اساس‏ رابطه‏ (7)،‏ یک‏ اختلاف‏ زاویه‏ ناگهانی‏ در‏ فازور‏ ولتاژ‏ ترمینال‏ DG‏ ،‏ به وجود‌‏ می‌آید.‏ هر‏ چقدر‏ میزان‏ تغییرات‏ بیشتر‏ باشد،‏ افزایش‏ زاویه‏ فاز‏ نیز‏ بیشتر‏ خواهد‏ بود.

در‏ این‏ بخش‏ برای‏ بررسی‏ حساسیت‏ روش‏ پیشنهادی‏ و‏ مقایسه‏ نتایج‏ آن‏ با‏ عملکرد‏ رله‏ VS،‏ یک‏ بانک‏ خازنی‏ با‏ ظرفیت‏ 0/66Mvar‏ (30 درصد کل‏ بار‌‏ ژنراتور)،‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ در‏ نزدیکی‏ بار‌های‏ محلی‏ وارد‏ شبکه‏ شده‏ است.

نمودار‏ میله‌ای‏ رسم‏ شده‏ در‏ شکل‏ (15-الف)‏ و‏ (16-الف)،‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ ،‏ را‏ به‏ ترتیب‏ برای‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ نشان‏ می‌دهد.‏ در‏ هر‏ دو‏ شکل،‏ ‏ در‏ لحظه‌های‏ قبل‏ از‏ رورد‏ بانک‏ خازنی‏ کمابیش صفر‏ بوده‏ و‏ از‏ ثانیه30ام‏ به‏ بعد،‏ به‏ علت‏ وارد‏ شدن‏ بانک‏ خازنی‏ به‏ شبکه‏ و‏ تغییر‏ میزان‏ ،‏ یک‏ افزایش-‏ کاهش‏ ناگهانی‏ ایجاد‏ شده‏ است.‏ بیش‏ترین‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ برای‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ مطابق‏ شکل‌های‏ (15-الف)‏ و‏ (16-الف)،‏ به‏ ترتیب‏ برابر‏ 23/0‏ و‏ 11/0‏ درجه‏ است‏ که‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ اتفاق‏ افتاده‏ است.‏ بنابراین،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ برای‏ هر‏ دو‏ رله،‏ در‏ تمامی‏ لحظه‌ها‏ در‏ مقداری‏ پایین‌تر‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ ‌آن‏ها‏ (degree‏ 3)‏ باقی‏ مانده‏ و‏ در‏ نتیجه‏ با‏ ارضا‏ نشدن‏ رابطه‏ ‏ در‏ مدل‏ منطقی،‏ هیچ‏ فرمانی‏ توسط‏ رله‌ها‏ به‏ اشتباه‏ صادر‏ نشده‏ است.

 

 

 

شکل‏ (15):‏ شاخص‏های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ ورود‏ بانک‏ خازنی‏ به‏ شبکه‏ با‏ ظرفیت‏ .0/66Mvar الف)(degree)،‏

ب)‏ (degree/sec).

 

شکل‏ (16):‏ شاخص‏های‏ رله‏ VS‏ برای‏ ورود‏ بانک‏ خازنی‏ به‏ شبکه‏ با‏ ظرفیت‏ .0/66Mvar .‏ الف)‏ (degree)،‏ ب)‏ (pu)‏ V+،‏

ج)‏ (Hz)‏ f.

 

در‏ جدول‏ (7)،‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ در‏ ثانیه‏ 30ام،‏ برای‏ ورود‏ بانک‌های‏ خازنی‏ به‏ شبکه،‏ با‏ ظرفیت‌های‏ MVAR‏ 33/0،‏ 22/0‏ و‏ 11/0‏ آورده‏ شده‏ است.‏ بر اساس‏ این‏ جدول،‏ در‏ هر‏ دو‏ رله‏ به‏ علت‏ پایین‏ ماندن‏ بیش‏ترین‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ از‏ آستانه‏ تعین‏ شده‏ برای‏ آن‏ها‏ (degree‏ 3)،‏ هیچ‏ فرمان‏ قطعی‏ صادر‏ نشده‏ است


 

جدول‏ (7):‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکرد‏ رله‌ها‏ در‏ ثانیه‏ 30ام،‏ برای‏ ورود‏ بانک‏ خازنی‏ به‏ شبکه‏

شاخص‏‌های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی

شاخص‏‌های‏ رله‏ VS

ظرفیت‏ بانک‏ خازنی‏ (MVAR)

تریپ

(درجه‌‏ بر‌ثانیه)

‏ (درجه)

تریپ

V+‏ (پریونیت)

‏ (درجه)

خیر

004/0

015/0

خیر

01/1

012/0

11/0

خیر

011/0

05/0

خیر

012/1

03/0

22/0

خیر

017/0

095/0

خیر

015/1

047/0

33/0

 


7-4‏ ورود/ خروج‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه

با‏ توجه‏ به‏ تشخیص‏ اپراتور‌‌ها،‏ برای‏ ایجاد‏ تعادل‏ بین‏ تولید‏ و‏ مصرف،‏ امکان‏ ورود/ خروج‏ بار‏ به‏ شبکه‏ وجود‏ دارد.‏ با‏ ورود/ خروج‏ بار‏ به‏ شبکه،‏ میزان‏ توان‏ اکتیو‏ و‏ راکتیو‏ تولیدی‏ ژنراتور‏ ،‏ دچار‏ تغییرات‏ ناگهانی‌‏ شده‏ و‏ طبق‏ رابطه‏ (7)،‏ یک‏ اختلاف‏ زاویه‏ ناگهانی‏ در‏ فازور‏ ولتاژ‏ ترمینال‏ DG‏ ،‏ به وجود‌‏ می‌آید.‏ هر‏ چقدر‏ میزان‏ تغییرات‏ توان‏ بیشتر‏ باشد،‏ افزایش‏ زاویه‏ فاز‏ نیز‏ بیشتر‏ خواهد‏ بود.

در‏ این‏ بخش‏ برای‏ بررسی‏ حساسیت‏ روش‏ پیشنهادی‏ و‏ مقایسه‏ نتایج‏ آن‏ با‏ عملکرد‏ رله‏ VS،‏ یک‏ بار‏ متعادل‏ با‏ ظرفیت‏ MVA66/0‏ (30 درصد‏ کل‏ بار‏ ژنراتور)‏ در‏ ثانیه‏ 30ام‏ در‏ نزدیکی‏ بار‌های‏ محلی‏ وارد‏ شبکه‏ شده‏ است.‏ نمودار‏ میله‌ای‏ رسم‏ شده‏ در‏ شکل‏ (17-الف)‏ و‏ (18-الف)،‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ مؤلفه‏ مثبت‏ ولتاژ‏ در‏ ترمینال‏ DG‏ ،‏ را‏ به‏ ترتیب‏ برای‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ نشان‏ می‌دهد.‏ در‏ هر‏ دو‏ شکل،‏ ‏ در‏ لحظه‌های‏ قبل‏ از‏ بروز‏ خطا‏ کمابیش صفر‏ بوده‏ و‏ از‏ ثانیه30ام‏ به‏ بعد،‏ به‏ علت‏ وارد‏ شدن‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه‏ و‏ تغییر‏ در‏ میزان‏ و،‏ یک‏ افزایش-‏ کاهش‏ ناگهانی‏ ایجاد‏ شده‏ است.

بیش‏ترین‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ برای‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ مطابق‏ شکل‏ (17-الف)،‏ برابر‏ 86/0‏ درجه‏ است‏ که‏ در‏ لحظه‏ 30‏ ثانیه‏ اتفاق‏ افتاده‏ است.‏ بیش‏ترین‏ دامنه‏ تغییرات‏ این‏ شاخص‏‏ برای‏ رله‏ VS‏ مطابق‏ شکل‏ (18-الف)،‏ برابر‏ 45/0‏ درجه‏ است‏ که‏ در‏ لحظه‏ 02/30‏ ثانیه‏ اتفاق‏ افتاده‏ است.‏ بنابراین،‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ برای‏ هر‏ دو‏ رله،‏ در‏ تمامی‏ لحظه‌ها‏ در‏ مقداری‏ پایین‌تر‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ ‌آن‏ها‏ (degree‏ 3)‏ باقی‏ مانده‏ و‏ در‏ نتیجه‏ با‏ برقرار‏ نشدن‏ رابطه‏ ‏ در‏ مدل‏ منطقی،‏ هیچ‏ فرمانی‏ توسط‏ رله‌ها‏ به‏ اشتباه‏ صادر‏ نشده‏ است.

 

 

شکل‏ (17):‏ شاخص‏های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ برای‏ ورود‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه‏ با‏ ظرفیت‏ 0/66MVA. الف)‏ (degree)،‏

ب)‏ (degree/sec).

 

شکل‏ (18):‏ شاخص‏های‏ رله‏ پیشنهادی‏ برای‏ ورود‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه‏ با‏ ظرفیت0/66MVA. الف)‏ (degree)،‏ ب)‏ (pu)‏ V+،‏

ج)‏ (Hz)‏ f.

 

جدول‏ (8):‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکردرله‌ها‏ در‏ لحظه‏ 02/30‏ ثانیه،‏ برای‏ ورود/خروج‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه

شاخص‏‌های‏ الگوریتم‏ پیشنهادی

شاخص‏‌های‏ رله‏ VS

ورود/خروج‏ بار‏ متعادل

(MVA)

تریپ

(درجه‌‏ بر‌ثانیه)

‏ (درجه)

تریپ

V+‏ (پریونیت)

‏ (درجه)

خیر

027/0

027/0

خیر

01/1

032/0

ورود‏ 32/0

خیر

012/0

047/0

خیر

013/0

027/0

خروج‏ 32/0

خیر

031/0

055/0

خیر

014/1

03/0

خروج‏ 66/0

 

 

در‏ جدول‏ (8)،‏ مقادیر‏ شاخص‏‌ها‏ و‏ نتایج‏ عملکرد‏ الگوریتم‏ پیشنهادی‏ و‏ رله‏ VS‏ در‏ لحظه‌های‏ بحرانی،‏ برای‏ ورود‏ بار‏ متعادل‏ با‏ ظرفیت‏ MVA32/0‏ و‏ خروج‏ بار‏ متعادل‏ با‏ ظرفیت‌های‏ MVA66/0‏ و‏ MVA32/0،‏ آورده‏ شده‏ است.‏ بر اساس‏ این‏ جدول،‏ در‏ هر‏ دو‏ رله‏ به‏ علت‏ پایین‏ ماندن‏ بیش‏ترین‏ دامنه‏ تغییرات‏ فازور‏ ولتاژ‏ از‏ آستانه‏ تعیین‏ شده‏ برای‏ آن‏ها‏ (degree‏ 3)،‏ هیچ‏ فرمان‏ قطعی‏ صادر‏ نشده‏ است.

 

8-‏ نتیجه‌گیری

در‏ این‏ مقاله‏ یک‏ روش‏ جدید‏ تشخیص‏ جزیره‌شدگی،‏ مبتنی‏ بر‏ تغییرات‏ زاویه‏ فاز‏ ولتاژ‌های‏ نمونه‌برداری‏ شده‏ توسط‏ PMU‏ در‏ دو‏ باس‌‏ مجزای‏ شبکه،‏ معرفی‏ شد.‏ این‏ روش‏ نوین‏ که‏ از‏ اشتراک‌گذاری‏ داده‌های‏ فازوری‏ در‏ مرکز‏ پردازش‏ داده‌ها‏ برای‏ تصمیم‌گیری‏ استفاده‏ می‌کند،‏ ایجاد‏ یک‏ حفاظت‏ گسترده‏ و‏ مطمئن‏ در‏ شبکه‌های‏ هوشمند‏ را،‏ امکان‌پذیر‏ می‌سازد.‏ روش‏ پیشنهادی‏ قادر‏ به‏ تمایز‏ بین‏ شرایط‏ جزیره‌ای‏ و‏ غیرجزیره‌ای‏ بوده‏ و‏ با‏ یک‏ تأخیر‏ 20‏ میلی‌ثانیه‌ای‏ برای‏ نامتعادلی‌های‏ کوچک‏ توان‏ تریپ‏ می‌دهد.‏ نتایج‏ شبیه‌سازی‏ نشان‏ داد‏ که‏ روش‏ پیشنهادی‏ بر‏ خلاف‏ رله‌های‏ شیفت‏ برداری،‏ برای‏ انواع‏ خطا‌های‏ متقارن‏ و‏ نامتقارن‏ با‏ مقاومت‏ خطا‌های‏ مختلف‏ و‏ دور‏ از‏ محل‏ DG،‏ دچار‏ اشتباه‏ نشده‏ و‏ تریپ‏ نمی‌دهد.‏

 



[2] Positive Sequence Voltage Angle

[3] Phasor Measurement Unit

[4] Wide Area Monitoring Protection Control System

[5] Phasor Data Center

 

[1]  El-Khattam W., Salama M M. A,‏ “Distributed Generation‏ Technologies, Definitions‏ and‏ Benefits,”‏ Electric‏ Power‏ System‏ Research”,‏ Vol. 71, No.‏ 2,‏ pp. 119–128, 2004.

[2]  Laaksonen, H.‏ ,”Advanced‏ Islanding Detection‏ Functionality‏ for‏ Future‏ Electricity‏ Distribution‏ Networks,”‏ IEEE‏ Transactions‏ on‏ Power‏ Delivery,‏ Vol.‏ 28, No. 4,‏ pp.‏ 2056‏ -‏ 2064,‏ 2013.

[3]  IEE‏ Standard‏ Conformance‏ Test‏ Procedures‏ for‏ Equipment‏ Interconnecting‏ Distributed‏ Resources‏ with‏ Electric‏ Power‏ Systems,‏ IEEE‏ Standard‏ 1547.1,‏ Jul.‏ 2005.

[4]  Velasco‏ D.,‏ Trujillo‏ C.L.,‏ Garcera‏ G.,‏ Figueres‏ E.,‏ “Review‏ of‏ Anti-Islanding‏ Techniques‏ in‏ Distributed‏ Generators‏ "‏ Renewable‏ and‏ Sustainable‏ Energy‏ Reviews,‏ Vol.‏ 14,‏ pp.‏ 1608–1614,‏ 2010.

[5]  Bahrani‏ B.,‏ Karimi‏ H.,‏ Iravani‏ R.,‏ “Non-Detection‏ Zone‏ Assessment‏ of‏ an‏ Active‏ Islanding‏ Detection‏ Method‏ and‏ Its‏ Experimental‏ Evaluation”,‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ Delivery,‏ Vol.‏ 26,‏ No.‏ 2,‏ pp.‏ 517–525,‏ 2011.

[6]  Luiz‏ A.,‏ Lopes‏ C,‏ Sun‏ H.,‏ "Performance‏ Assessment‏ of‏ Active‏ Frequency‏ Drifting‏ Islanding‏ Detection‏ Methods,"‏ IEEE‏ Transaction‏ on‏ Energy‏ Conversion,‏ Vol.‏ 21,‏ No.‏ 1,‏ pp.‏ 171-180,‏ 2006.

[7]  Kunte‏ R.‏ S.,‏ Gao‏ W.,"Comparison‏ and‏ Review‏ of‏ Islanding‏ Detection‏ Techniques‏ for‏ Distributed‏ Energy‏ Resources,"‏ IEEE‏ Power‏ Symposium,‏ NAPS‏ '08.‏ 40th‏ North‏ American,‏ pp.1-8,‏ 2008.

[8]  Jang‏ S.,‏ Kim‏ K.H.,‏ "An‏ Islanding‏ Detection‏ Method‏ for‏ Distributed‏ Generations‏ Using‏ Voltage‏ Unbalance‏ and‏ Total‏ Harmonic‏ Distortion‏ of‏ Current,"‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ Delivery,‏ Vol.‏ 19,‏ No.2,‏ pp.‏ 745–752,‏ 2004.

[9]  Jose‏ C.,‏ Vieira‏ M.,‏ Freita‏ W.,‏ Xu‏ W.,‏ Morelato‏ A.,‏ “Efficient‏ Coordination‏ of‏ ROCOF‏ and‏ Frequency‏ Relays‏ for‏ Distributed‏ Generation‏ Protection‏ by‏ Using‏ the‏ Application‏ Region,‏ “‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ Delivery,‏ Vol.‏ 21,‏ No.‏ 4‏ ,‏ pp.‏ 1878–1884,‏ 2006.

[10]   Freitas‏ W.,‏ Huang‏ Z.,‏ Xu‏ W.,‏ "A‏ Practical‏ Method‏ for‏ Assessing‏ the‏ Effectiveness‏ of‏ Vector‏ Surge‏ Relays‏ for‏ Distributed‏ Generation‏ Applications,"‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ Delivery,‏ Vol.‏ 20,‏ No.1,‏ pp.‏ 57–63,‏ 2005.

[11]   Etxegarai‏ A.,‏ Eguía‏ P.,‏ Zamora‏ I.,‏ “Analysis‏ of‏ Remote‏ Islanding‏ Detection‏ Methods‏ for‏ Distributed‏ Resources,”‏ International‏ Conference‏ on‏ Renewable‏ Energies‏ and‏ Power‏ Quality‏ (ICREPQ’11),‏ pp.1-7,‏ 2011.

[12]   Wang‏ W.,‏ Kliber‏ W.,‏ Zhang‏ G.,‏ XU‏ W.,‏ Howell‏ W.,‏ Palladino‏ W.,‏ “A‏ Power‏ Line‏ Signaling‏ Based‏ Scheme‏ for‏ Anti-Islanding‏ Protection‏ of‏ Distributed‏ Generators‏ –‏ Part‏ II:‏ Field‏ Test‏ Results,“‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ Deliver,‏ Vol.‏ 22,‏ No.‏ 2,‏ pp.‏ 1767–1772,‏ 2007.

[13]   Davidson‏ E.M.,‏ Mcartur‏ E.M.,‏ Mcdonald‏ E.M.,‏ Cumming‏ T.,‏ Watt‏ T.,‏ “Applying‏ Multi-Agent‏ System‏ Technology‏ in‏ Practice:‏ Automated‏ Management‏ and‏ Analysis‏ of‏ SCADA‏ and‏ Digital‏ Fault‏ Recorder‏ Data,“‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ System,‏ Vol.‏ 21,‏ No.‏ 2,‏ pp.‏ 559–567,‏ 2006.

[14]   A.G.‏ Phadke,‏ J.S.‏ Thorp,‏ Synchronized‏ Phasor‏ Measurements‏ and‏ Their‏ Applications,‏ Fisrt Edition, Springer‏ publishing,‏ 2008.

[15]   Mazloomzadeh‏ A.,‏ Cintuglu,‏ "Islanding‏ Detection‏ Using‏ Synchronized‏ Measurement‏ in‏ Smart‏ Microgrids”,‏ Innovative‏ Smart‏ Grid‏ Technologies‏ Latin‏ America‏ (ISGT‏ LA),‏ IEEE‏ PES‏ Conference‏ ,‏ pp.‏ 1‏ -‏ 7,‏ 2013

[16]   Lin‏ Z.,‏ Xia‏ T.,‏ Ye‏ Y.,‏ ZhangY.,‏ Chen,‏ L.,‏ Liu‏ Y.,‏ Tomsovic‏ K.,‏ Bilke‏ T.,”Application‏ of‏ Wide‏ Area‏ Measurement‏ Systems‏ to‏ Islanding‏ Detection‏ of‏ Bulk‏ Power‏ Systems”‏ IEEE‏ Trans.‏ On‏ Power‏ Systems,‏ Vol.‏ 28‏ ,‏ No.‏ 2‏ ,‏ pp.‏ 2006‏ -‏ 2015,‏ 2013.‏

[17]   Huang,‏ L.,‏ Sun,‏ Y.,‏ Xu,‏ J.,‏ Gao,‏ W.,‏ Zhang,‏ J.,‏ Wu,‏ Z.,”‏ Optimal‏ PMU‏ Placement‏ Considering‏ Controlled‏ Islanding‏ of‏ Power‏ System”‏ ‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Power‏ Systems,‏ Vol.‏ No.‏ 99,‏ pp.‏ 1‏ -‏ 14,‏ 2014.

[18]   Granda‏ N.,‏ Colome,‏ D.G.,‏ “A‏ New‏ Strategy‏ for‏ Controlled‏ Power‏ System‏ Islanding”, Transmission‏ and‏ Distribution:‏ Latin‏ America‏ Conference‏ and‏ Exposition‏ (T&D-LA),‏ 2012‏ Sixth‏ IEEE/PES‏ pp.‏ 1‏ -‏ 8,‏ 2012.

[19]   Galvan‏ F.,‏ Matthew‏ R.,‏ “Using‏ Phasor‏ Measurement‏ Units‏ in‏ Power‏ System‏ Island‏ Restoration‏ Power‏ and‏ Energy‏ Society‏ General‏ Meeting,‏ 2012‏ IEEE‏ pp.‏ 1‏ -‏ 3‏ ,‏ 2012.‏

[20]   Hashiesh‏ F.,‏ Mostafa‏ H.,‏ Khatib‏ A.,‏ Helal,‏ I.,‏ Mansour‏ M.,‏ “An‏ Intelligent‏ Wide‏ Area‏ Synchrophasor‏ Based‏ System‏ for‏ Predicting‏ and‏ Mitigating‏ Transient‏ Instabilities”‏ ‏ IEEE‏ Trans.‏ on‏ Smart‏ Grid,‏ Vol.‏ 3‏ ,‏ No.‏ 2‏ pp.‏ 645‏ -‏ 652,‏ 2012.

[21]   C.‏ Martinez,‏ M.‏ Parashar,‏ J.‏ Dyer,‏ and‏ J.‏ Coroas,‏ ‘‘Phasor‏ Data‏ Requirements‏ for‏ Real‏ Time‏ Wide-Area‏ Monitoring,‏ Control‏ and‏ Protection‏ Application,’’‏ EIPP‏ White‏ Paper,‏ pp.‏ 8,‏ Jan.‏ 26,‏ 2005.

[22]   SIPROTEC‏ 7UM622,”Multifunction‏ Generator,‏ Motor‏ and‏ Transformer‏ Protection‏ Relay,”‏ SIEMENSE‏ Manual,‏ Forth‏ Edition,‏ 2004.‏