یک روش جدید هماهنگی هوشمند فیوز - ریکلوزر در سیستم‌های توزیع با ضریب نفوذ زیاد سلول‌های فتوولتائیک

نویسندگان

1- مرکز تحقیقات ریزشبکه‌های هوشمند، واحد نجف‌آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، نجف‌آباد، ایران 2- دانشکدۀ مهندسی برق، واحد نجف‌آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، نجف‌آباد، ایران

چکیده

نصب تولیدات پراکنده فتوولتائیک در سیستم توزیع به بهبود پروفایل ولتاژ و کمک به تولید توان مورد نیاز شبکه منجر می‌شود. علاوه بر مزایای یادشده، افزایش ضریب نفوذ این منابع در سیستم، ایجاد ناهماهنگی حفاظتی بین فیوز و ریکلوزر را موجب می‌شود. در مقالۀ حاضر، روش هوشمند تطبیقی به‌منظور حفظ هماهنگی فیوز و ریکلوزر در سیستم‌های توزیع با ضریب نفوذ بیشتر منابع فتوولتائیک ارائه شده است. روش پیشنهادی، روش هوشمند دو فازی است که متناسب با ضریب نفوذ سیستم‌های فتوولتائیک متصل به سیستم عمل می‌کند. فاز نخست بر اساس اصلاح تطبیقی منحنی عملکرد سریع ریکلوزر متناسب با جمله جریانی نسبت حداکثر جریان خطای عبوری از فیوز شاخه خطا به ریکلوزر ابتدای خط و فاز دوم بر مبنای اصلاح تطبیقی منحنی عملکرد سریع ریکلوزر با استفاده از جمله ولتاژی افت ولتاژ محل نصب ریکلوزر در صورت وقوع خطا عمل می‌کند. با استفاده از این روش نه‌تنها از خروج غیرضروری منابع PV جلوگیری می‌شود، متناسب با اصلاح تطبیقی منحنی عملکرد سریع ریکلوزر، عمل حفظ فیوز امکان‌پذیر است.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

A New intelligent method of Fuse – Recloser Coordination in a Distribution System with High PV Penetration Rates

نویسندگان [English]

  • Farzad Hajimohammadi
  • Bahador Fani
  • Majid Moazzami
1 Smart Microgrid Research Center, Najafabad Branch, Islamic Azad University, Najafabad, Iran. 2 Department of Electrical Engineering, Najafabad Branch, Islamic Azad University, Najafabad, Iran
چکیده [English]

Employment of photovoltaic (PV) distributed generation (DG) in the distribution system, leads to improvement of network voltage profile and help to generate the power required by the network. Beside the mentioned advantages, increment of these sources penetration rate cause miscoordination between fuses and recloser. In this paper a new adaptive intelligent method of fuse – recloser coordination in distribution systems with high PV penetration rates is presented. The proposed method is a two-phase approach which operates proportional to the connected photovoltaic systems penetration rate. The first phase is based on an adaptive modification of fast operation curve of recloser, proportional to current term of the branch fuse maximum fault current to recloser current which is located at the beginning of the feeder. The second phase is according to modification of fast operation characteristic of recloser, proportional to voltage drop in fault inception period at the recloser location. By using this method, not only the avoidance of unnecessary exits of PV resources, but also the operation of fuse-saving is possible with adaptive correction of the fast-performance curve of the recloser.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Distribution system
  • Adaptive coordination of fuse – recloser
  • photovoltaic resource

1- مقدمه[1]

در سال‌های اخیر نصب منابع تولید پراکنده فتوولتائیک در سیستم‌های قدرت الکتریکی با هدف بهبود پایداری سیستم و رعایت مسائل زیست‌محیطی روند روبه‌رشدی داشته است؛ اما از طرف دیگر، در شرایط وقوع خطا به دلیل سهم جریان تزریقی تولیدات پراکنده، حفاظت سیستم با مشکل روبه‌رو شده است ]5-1[.

بیشتر طرح‌های حفاظتی موجود در سیستم‌های توزیع شعاعی شامل هماهنگی بین فیوز با ریکلوزر و رله‌های اضافه جریان است. در عمل به‌ازای وقوع خطا در پایین‌دست فیوزهای نصب‌شده در ابتدای شاخه‌های فرعی سیستم توزیع، عملکرد سریع ریکلوزر قبل از سوختن فیوز، باید ماهیت گذرا یا دائم‌بودن خطا را بررسی کند؛ اما به دلیل تزریق جریان اضافی منابع DG، جریان خطای دیده‌شده با فیوز، بیشتر از ریکلوزر ابتدای خط خواهد بود و به عملکرد زودتر فیوز منجر می‌شود ]7-6[.

به‌منظور حذف اثر منفی منابع تولیدات پراکنده مبتنی بر اینورتر بر طرح‌های حفاظتی معمول، روش‌های متعددی در مقالات مختلف ارائه شده است که به شش دسته کلی تقسیم می‌شوند:

یکی از ساده‌ترین راه‌ها که در ابتدای ورود منابع پراکنده به سیستم‌های توزیع و فوق توزیع، پیشنهاد و استفاده شد، قطع منابع پراکنده به محض وقوع اتصال کوتاه است ]9-8[. به این ترتیب، قبل از عملکرد حفاظت فیدرها منشأ تغییر در جریان اتصال کوتاه و به هم خوردن هماهنگی، از مدار خارج می‌شود؛ بنابراین طرح حفاظتی همانند قبل از ورود منابع پراکنده عملکرد مناسب خود را دارد. این روش به دلایلی، مطلوب نیست؛ زیرا در حالت حفاظت‌های سریع مثل عملکرد ریکلوزر قابل پیاده‌سازی نیست، مگر منابع تولید پراکنده سرعت قطع سریع‌تری داشته باشند که با توجه به عملکرد ریکلوزرهای نسل جدید در کمتر از 6 سیکل بعد از وقوع خطا، دیگر این روش عملی نیست. به‌علاوه بیرون‌رفتن این منابع مزایای مربوط به نصب آنها را از سیستم سلب می‌کند. درحقیقت در این شرایط، سهم توان تولیدی منابع تولید پراکنده به‌طور کامل قطع می‌شود و نه‌تنها موجب افزایش ناگهانی جریان ابتدای خط به‌منظور جبران توان ازدست‌رفته از سمت این منابع می‌شود، بهبود پروفیل ولتاژ شبکه که در حضور این منابع مشاهده می‌شود نیز از دست خواهد رفت. از طرف دیگر، وصل مجدد آنها به سیستم نیز امری زمان‌بر است؛ بنابراین در حد امکان باید از خروج بی‌دلیل آنها جلوگیری کرد.

دستۀ دوم بر روش‌های پیشگیرانه تمرکز دارد. در مراجع ]13-10[ مبنای محاسبات تنظیمات تجهیزات حفاظتی، ماکزیمم ضریب نفوذ منابع DG متصل به سیستم توزیع است؛ تا جایی که مشکل حفاظتی بین فیوز و ریکلوزر رخ ندهد. درخور ذکر است نقطه ضعف این روش، محدودکردن ضریب نفوذ این منابع است که امری نامطلوب است.

دستۀ سوم استفاده از محدودکننده‌های جریان خطا (FCL) را توصیه می‌کند. کاربرد محدودکننده‌های جریان خطا به‌منظور کنترل سطح جریان خطا و حفظ هماهنگی فیوز و ریکلوزر در سیستم‌های توزیع در حضور منابع تولید پراکنده در مراجع ]17-14[ پیشنهاد شده است. نصب محدودکننده‌های جریان خطا به دلیل قیمت بالا و همچنین نیاز به مطالعات و آزمایشات بیشتر برای اطمینان از طراحی صحیح (جایابی بهینه در سیستم قدرت و انتخاب مقاومت مناسب) روشی کاربردی نیست.

در دستۀ چهارم به اصلاح ساختار سیستم حفاظتی پرداخته می‌شود. این روش بر مبنای استفاده از ریکلوزرها و کلیدهای قدرت اضافی است و نیاز به اصلاح آرایش سیستم قدرت و حتی استفاده از حفاظت دیستانس را نیز دارد
]21-18[. واضح است این روش‌ها به هزینه‌های درخور توجه و نصب تجهیزات اضافی نیاز دارد.

دستۀ پنجم از روش‌های حفاظتی ارائه‌شده در این زمینه، استفاده از مشخصه‌های غیراستاندارد زمان – جریان – ولتاژ برای کاهش زمان عملکرد حالت سریع ریکلوزر است
]25-22[. به‌منظور اعمال این دسته از روش‌ها به ریکلوزرهای مبتنی بر ریزپردازنده نیاز است. برای اعمال ترم ولتاژی ارائه‌شده در این مقالات، ریکلوزر نصب‌شده در ابتدای خط باید پورت ورودی ولتاژ داشته باشد.

در مراجع ]28-26[ روشی‌هایی بر مبنای کنترل جریان خروجی منابع DG در مدت زمان وقوع خطا ارائه شده است که دستۀ ششم روش‌های حفاظتی است. روش‌های ارائه‌شده در این مقالات به‌منظور محدودکردن جریان به توپولوژی شبکه وابسته است و قابلیت تطبیق‌پذیری با شرایط جدید و تعمیم برای سایر شبکه‌ها را ندارد. از طرف دیگر، در این روش‌ها توان قابل استحصال از منابع PV به‌خصوص در افت ولتاژهای پایین به شدت کاهش می‌یابد که این موضوع امری نامطلوب است.

درنهایت مقایسۀ کلی و جامع بین شش دسته روش در جدول (1) ارائه شده است. همان‌طور که مشاهده می شود این مقایسه با توجه به سرعت عملکرد، قابلیت پیاده‌سازی و محدودیت‌های اجرایی روش‌های بیان‌شده است.

 

 

 

جدول (1): مقایسه بین روش‌های ارائه‌شده در زمینۀ حفظ فیوز در سیستم‌های توزیع در حضور منابع PV

ردیف

روش ارائه‌شده

سرعت عملکرد

قابلیت پیاده‌سازی

محدودیت‌های اجرایی

1

قطع منابع پراکنده

حداقل 6 سیکل بعد از خطا

آنلاین

1- غیرکاربردی در حالت استفاده از ریکلوزرهای دیجیتالی

2- وصل مجدد زمان‌بر

2

تعیین حداکثر ضریب نفوذ DG

---

آفلاین

محدودکردن ضریب نفوذ

3

FCL

آنی

آفلاین

1- هزینۀ زیاد

2- وابسته‌بودن مشخصات FCL به توپولوژی شبکه

4

اصلاح ساختار حفاظتی

---

آفلاین

هزینه بالا

5

مشخصه غیراستاندارد

کمتر از 6 سیکل بعد از خطا

آنلاین

نیازمند ریکلوزرهای دیجیتالی

6

کنترل جریان خروجی DG

حداقل 6 سیکل بعد از خطا

آنلاین

محدودکردن توان تزریقی

 

 

در مقاله حاضر، روش هوشمند حفاظتی شامل دو فاز عملکرد و بر اساس ضریب نفوذ منابع فتوولتائییک ارائه شده است. مطابق این روش جدید در فاز اول به‌منظور شیفت منحنی مشخصۀ عملکرد سریع ریکلوزر از یک جمله جریانی استفاده می‌شود و در فاز دوم، اصلاح مشخصۀ عملکرد سریع ریکلوزر بر مبنای یک جمله ولتاژی در مدت زمان وقوع خطا صورت می‌گیرد. در این ساختار با توجه به اندازه‌گیری محلی ولتاژ در فاز دوم به لینک مخابراتی نیاز نیست. در ادامۀ مقاله در بخش (2) به بررسی تأثیر پروفایل ولتاژ سیستم قبل از وقوع خطا بر پروفایل جریان ابتدای خط در لحظه وقوع خطا در سیستم‌های توزیع با ضریب نفوذ بیشتر منابع فتوولتائیک پرداخته می‌شود. سپس بر اساس تغییرات پروفایل جریان خطا، شاخصی برای تعیین محل وقوع خطا در سیستم توزیع در حضور منابع PV ارائه می‌شود. در بخش (3)، اثر سیستم‌های PV بر حفاظت الکتریکی سیستم‌های توزیع بررسی شده است. روش هوشمند تطبیقی پیشنهادی در بخش (4) آورده شده است. نتایج حاصل از شبیه‌سازی در بخش (5) آورده شده‌اند که بیان‌کنندۀ درستی عملکرد روش پیشنهادی است. درنهایت، در بخش (6) نتیجه‌گیری مقاله ارائه شده است.

2- تأثیر پروفایل ولتاژ سیستم بر پروفایل جریان خطای ابتدای خط در سیستم توزیع با نفوذ زیاد منابع PV

در این قسمت به بررسی هماهنگی حفاظتی در سیستم توزیع با ضریب نفوذ بیشتر منابع PV پرداخته شده است. با توجه به تأثیر مکان وقوع خطا و مقدار ولتاژ باس بارهای سیستم توزیع در لحظه خطا بر عملکرد سیسستم حفاظتی، در این بخش ابتدا پروفایل‌های ولتاژ شبکه قبل از وقوع خطا و تغییرات پروفایل جریان ابتدای خط در لحظه خطا بررسی می‌شود.

در ادامه، اثر منابع PV با ضریب نفوذ بیشتر روی هماهنگی سیستم حفاظتی ارائه می‌شود. در شکل (1) شبکۀ توزیع با نفوذ بیشتر منابع PV خانگی نشان داده شده است.

 

شکل (1): شبکۀ توزیع شعاعی با نفوذ زیاد منابع PV

منابع فتوولتائیک نصب‌شده در سیستم توزیع مورد مطالعه در شرایط نرمال عملکرد شبکه مثل منبع توان ثابت با ضریب توان واحد عمل می‌کنند. درحقیقت توان راکتیو تولیدی با این منابع در شبیه‌سازی‌های آتی لحاظ نشده است. جریان اتصال کوتاه تزریقی با منابع فتوولتائیک به ساختار اینورتر و نحوۀ اتصال آنها به شبکه وابسته است. شایان ذکر است این منابع حتی در شرایط خطا و کمبود ولتاژ ناشی از آن، با افزایش جریان خروجی اینورترشان، حداکثر توان خروجی را به سیستم توزیع تحویل می‌دهند. در این شرایط برای جلوگیری از آسیب‌رسیدن به اینورتر، جریان خروجی منابع فتوولتائیک تا مقدار دو برابر جریان نامی محدود می‌شود ]29[.

شکل (2) اجزای اصلی سیستم نوعی فتوولتائیک متصل به شبکه را نشان می‌دهد. مطابق این شکل آرایه‌های فتوولتائیک، مبدل DC-DC و اینورتر DC-AC اجزای اصلی این سیستم‌اند. رفتار اینورتر منابع PV نصب‌شده در سیستم مورد مطالعه بر اساس مشخصۀ V-I شکل (3) است. مطابق این مشخصه در شرایط وقوع خطا و کاهش ناگهانی ولتاژ دوسر اینورتر منابع PV، جریان تزریقی با این منابع به سیستم توزیع تا حد دو برابر جریان نامی آن محدود می‌شود. درخور ذکر است شکل (4) مدل پنل فتوولتائیک شبیه‌سازی‌شده به‌ازای شرایط خطا را نشان می‌دهد. بر اساس این مدل، صفحات خورشیدی به‌منظور آنالیز خطا مانند منبع جریان کنترل‌شونده عمل می‌کند که دامنۀ جریان خروجی آنها به ولتاژ دو سر ترمینال خروجی و سطح توان منبع بستگی دارد.

 

شکل (2): اجزای اصلی سیستم فتوولتائیک نوعی

 

شکل (3): مشخصۀ V-I سیستم فتوولتائیک

 

شکل (4): مدل پنل PV به‌منظور آنالیز خطا

به سبب اینکه منابع PV به‌صورت محلی بارها را تغذیه می‌کنند، سطح ولتاژ هر باس وابسته به سطح توان تولیدی سیستم‌های فتوولتائیک در مقایسه با توان مصرفی بارهای متصل‌شده به آن باس است. مطابق شکل (5-الف) زمانی که توان تولیدی سیستم‌های PV از مقدار توان مصرفی بارها بیشتر باشد، امکان برگشت توان تولیدی سیستم‌های فتوولتائیک به شبکۀ بالادست وجود دارد؛ بنابراین سطح ولتاژ در طول شبکه به سمت باس‌های انتهایی فیدر توزیع افزایش می‌یابد. در این شرایط بر اساس شکل (5-ب) در لحظۀ وقوع خطا با خروج منابع PV محل خطا، ولتاژ شبکه کاهش می‌باید و جریان ابتدای خط تغییرات کمی خواهد داشت؛ اما با گذشت زمان از لحظه وقوع خطا تعداد منابع فتوولتائیک خارج‌شده افزایش می‌یابد و حمایت ولتاژی شبکه کمتر می‌شود و به افزایش تغییرات در پله‌های آخر پروفایل جریان خطای ابتدای فیدر منجر می‌شود.

از طرف دیگر، اگر توان مصرفی بیشتر از مقدار توان تولیدی PVها باشد، ولتاژ در طول خط به سمت انتهای فیدر کاهش خواهد یافت و مطابق شکل (6-الف) شاهد پروفیل ولتاژ نزولی خواهیم بود. در این شرایط، با خروج منابع PV محل وقوع خطا، مقادیر ولتاژ شبکه در سطح پایین‌تری در مقایسه با پروفایل ولتاژ صعودی قرار می‌گیرد؛ درنتیجه، بر اساس استاندارد IEEE929 تعداد بیشتری از منابع PV از شبکه جدا خواهند شد و تغییرات جریان در ابتدای فیدر بیشتر می‌شوند ]30[. با گذشت زمان از لحظۀ وقوع خطا با خروج تعداد کمتری از منابع فتوولتائیک، تغییرات جریان ابتدای خط کاهش می‌یابد؛ بنابراین شاهد کاهش تغییرات جریان خطا در پله‌های آخر پروفایل جریان خطای ابتدای فیدر خواهیم بود که در شکل (6-ب) نمایش داده شده است.

 

شکل (5): پروفایل جریان در حالت پروفایل ولتاژ صعودی در سیستم‌های توزیع شامل منابع PV

 

شکل (6): پروفایل جریان در حالت پروفایل ولتاژ نزولی در سیستم‌های توزیع شامل منابع PV

2-1- تشخیص محل وقوع خطا بر اساس پروفایل جریان خطای ابتدای فیدر توزیع با نفوذ زیاد منابع PV

محل وقوع خطا در نحوۀ تغییرات جریان خطا در ابتدای فیدر توزیع با نفوذ زیاد منابع PV اثر زیادی دارد. برای فهم این مطلب، خطای سه فاز با امپدانس ناچیز در محل باس شماره 3 مطابق شکل (1) در نظر بگیرید. در این شرایط جریان خطای ابتدای فیدر فقط با خروج PVهای بالادست محل وقوع خطا (یعنی PV1 و PV2) تغییر می‌کند. در این حالت PVهای پایین‌دست خطا (PV3 و PV4) اثری بر این جریان نخواهند داشت. در این شرایط با تزریق جریان PV3 و PV4 به محل خطا، پتانسیل باس 3 تغییر چندانی ندارد و جریان ابتدای خط تقریباً مستقل از جریانPV های پایین‌دست خطا خواهد بود.

اگر خطا در طرف ولتاژ کم سیستم (برای نمونه، باس شماره 7) رخ دهد، با توجه به طولانی‌ترشدن مسیر جریان خطا تا محل وقوع خطا، جریان‌های تزریقی از سمت PVهای پایین‌دست، ولتاژی را در باس 3 ایجاد می‌کنند؛ بنابراین در این حالت PVهای پایین‌دست خطا نیز بر جریان ابتدای خط اثر خواهند گذاشت. به‌علاوه منابع PV واقع در بالادست خطا (یعنی PV1 و PV2) صرف‌نظر از محل وقوع خطا و متناسب با ولتاژی که در ترمینال خود ایجاد می‌کنند، بر جریان ابتدای فیدر اثر دارند. در این حالت، تغییرات جریان خطا ناشی از خروج منابع PV نسبت به حالت قبل دارای تغییرات چشمگیرتری است. در شکل (7) نحوۀ تغییرات جریان خطای ابتدای فیدر به‌ازای وقوع خطا در باس‌های شماره 3 و شماره 7 سیستم شکل (1) نشان داده شده است.

 

شکل (7): جریان ابتدای فیدر به‌ازای وقوع خطا در سیستم توزیع نشان داده شده در شکل (1)

برای تعیین مکان وقوع خطا از نسبت تعریف‌شده در رابطه (1) استفاده می‌شود:

(1)

 

که در این رابطه  جریان خطای اندازه‌گیری‌شده با رله جریان زیاد ابتدای خط درست در لحظه وقوع خطا و  جریان خطا پس از خروج گروه اول از سلول‌های فتوولتائیک است. مقدار آستانۀ این شاخص وابسته به مقادیر توان منابع فتوولتائیک متصل به سیستم و بارهای متصل به آن است و برای هر سیستم با انجام مطالعات اتصال کوتاه به دست می‌آید؛ برای مثال، مطابق جدول (2) به‌ازای وقوع خطا در باس‌های 3 و 7 مقدار نسبت تعریف‌شده در رابطه (2) به‌ترتیب برابر 21/0 و 35/0 به دست می‌آید. با توجه به اینکه این مقدار برای باس‌های دیگر سیستم شکل (1) به سمت 3/0 میل می‌کند، مقدار آستانه در این مقاله برابر 3/0 در نظر گرفته شده است.

جدول (2): شاخص مکان خطا در سیستم توزیع شکل (1)

FLI

I2

I1

شماره باس

سمت فشار ضعیف سیستم توزیع

مکان خطا

4/0

5/1

9/0

9

37/0

45/1

8

35/0

4/1

7

33/0

35/1

6

26/0

5/1

1/1

5

سمت فشار قوی

سیستم توزیع

24/0

45/1

4

21/0

4/1

3

18/0

35/1

2

 

2-2- اثر ضریب نفوذ منابع فتوولتائیک بر تغییرات جریان خطای ابتدای سیستم توزیع

همان‌طور که قبلاً اشاره شد در حالت پروفایل ولتاژ نزولی در لحظات اولیه پس از وقوع خطا تعداد بیشتری از منابع فتوولتائیک از شبکه جدا خواهند شد؛ بنابراین در این لحظات، تغییرات جریان خطای ابتدای فیدر زیاد است. این تغییرات جریان خطا در پلۀ نخست شدت بیشتری نسبت به پله‌های بعدی دارد. در این شرایط با افزایش ضریب نفوذ منابع PV، سهم کمتری از توان لازم بارها با باس اصلی شبکه تأمین می‌شود؛ بنابراین در صورت وقوع خطا، تزریق جریان از سمت باس اصلی به محل خطا کمتر خواهد بود و تغییرات جریان ابتدای خط نیز کمتر است. شکل (8) جریان خطا قبل از خروج منابع PV () و پلۀ نخست تغییرات جریان خطای ابتدای خط را به‌ازای وقوع خطا () در سمت ولتاژ کم شبکه شکل (1) به‌ازای تغییرات ضریب نفوذ منابع PV نمایش می‌دهد. همان‌طور که در شکل نشان داده شده است با کاهش ضریب نفوذ منابع PV، تغییرات جریان خطای ابتدای فیدر بیشتر می‌شود.

2-2-1- بررسی روند تغییرات نسبت تبدیل  بر اساس پروفایل‌های ولتاژ

جریان عبوری از فیوز شاخۀ خطا و  جریان خطای عبوری از ابتدای فیدر پس از خروج گروه نخست از سلول‌های فتوولتائیک است. به‌منظور بررسی روند تغییرات و تعیین آستانۀ این نسبت و استفاده از آن به‌عنوان شاخص، در ادامه باید تمامی شرایط بررسی شوند.

برای این منظور باید به‌ازای خطاهای سه‌فاز و تک‌فاز در سمت ولتاژ کم شبکه نشان داده شده در شکل (1) و با ضریب نفوذهای متفاوت منابع فتولتائیک، مقدار این ضریب محاسبه شود. جدول (3) نتایج شبیه‌سازی را نمایش می‌دهد.

 

شکل (8): پله نخست جریان خطای ابتدای خط به‌ازای وقوع خطا در سمت ولتاژ کم شبکه شکل (1) متناسب

 با ضریب نفوذ منابع PV

 

با توجه به مقادیر جدول (3)، در حالت پروفایل ولتاژ صعودی مقدار این نسبت به‌ازای خطاهای متفاوت در سمت ولتاژ کم شبکه برابر یک است. از طرف دیگر، در حالت پروفایل ولتاژ نزولی، همان‌طور که در قسمت قبل بررسی شد، با کاهش ضریب نفوذ منابع PV، جریان خطای عبوری از ابتدای فیدر پس از خروج گروه نخست از سلول‌های فتوولتائیک () افزایش بیشتری می‌یابد و درنتیجه، مقدار  کاهش خواهد یافت.

جدول (3): نتایج حاصل از شبیه‌سازی سیستم توزیع شکل (1)  به‌منظور محاسبه نسبت  

مکان خطا

نوع خطا

پروفایل ولتاژ

درصد ضریب نفوذ منابع PV

نسبت

 

سمت ولتاژ کم فیدر مورد مطالعه

سه‌فاز

نزولی

10%

11/0

تک‌فاز به زمین

13/0

سه‌فاز

25%

23/0

تک‌فاز به زمین

24/0

سه‌فاز

50%

54/0

تک‌فاز به زمین

55/0

سه‌فاز

75%

76/0

تک‌فاز به زمین

78/0

سه‌فاز

صعودی

100% ≤

1

 

3- هماهنگی تجهیزات حفاظتی در یک فیدر توزیع با نفوذ زیاد منابع فتوولتائیک

زمان استاندارد صدور فرمان قطع یک کلید بازبست مجدد از رابطۀ (2) به دست می‌آید ]31[:

(2)

 

که در این رابطه t زمان عملکرد تجهیز حفاظتی وTDS ضریب تنظیم زمانی است. این ضریب برای عملکرد حالت کند، برابر یک و برای عملکرد سریع، 5/0 در نظر گرفته می‌شود. ثابت‌های A، B وP با توجه به مدهای کاری مشخصه جریان – زمان تجهیز حفاظتی تغییر می‌کنند. اطلاعات بیشتر در این باره در پیوست (1) آورده شده‌اند. If(CTS) جریان خطای دیده‌شده با تجهیز اضافه جریان یا به عبارتی همان جریان سمت ثانویه ترانسفورماتور جریان است؛ همچنین Ipickup جریان برداشت تجهیز اضافه جریان است. با تغییر مقدار TDS، منحنی جریان - زمان کلید بازبست مجدد به سمت بالا یا پایین شیفت داده می‌شود.

با توجه به شکل (9)، هماهنگی بین کلید بازبست مجدد و فیوز، تنها زمانی برقرار خواهد بود که جریان خطا () بین حداکثر جریان خطای فیدر () و حداقل جریان خطای فیدر () قرار گیرد. در این صورت فاصله زمانی هماهنگی (CTI) مناسب بین عملکرد این دو تجهیز حفظ می‌شود. در این مقاله به‌منظور داشتن حفاظت پشتیبان مناسب، فاصله زمانی بین عملکرد فیوز و ارسال فرمان قطع با کلید بازبست مجدد 100 میلی‌ثانیه در نظر گرفته شده است ]33 و 32[. حداقل حاشیۀ زمانی پذیرفتنی برای سیستم تست در بدترین حالت، یعنی به‌ازای یک خطای سه فاز در سمت ولتاژ کم فیدر توزیع 40 میلی‌ثانیه است ]33[. منحنی مشخصه حالت سریع کلید بازبست مجدد در فاصلۀ  و  زیر منحنی مشخصۀ ذوب فیوز قرار می‌گیرد. از طرف دیگر، منحنی مشخصۀ کند کلید بازبست مجدد، بالای منحنی مشخصۀ ذوب فیوز قرار خواهد گرفت. در این شرایط در صورت وقوع خطای گذرا در سمت ولتاژ کم فیدر توزیع نشان داده شده در شکل (1)، منحنی مشخصۀ سریع کلید بازبست مجدد، زودتر از فیوز شاخۀ خطا عمل می‌کند و به حفظ فیوز شاخه فرعی سیستم منجر می‌شود.

اتصال منابع تولید پراکنده به سیستم‌های توزیع بسته به سطح توان تولیدی، نوع و مکان قرارگیری آنها بر هماهنگی بین فیوز و کلید بازبست مجدد اثر خواهد گذاشت.

 

شکل (9): از بین رفتن هماهنگی بین فیوز و ریکلوزر

به‌ازای وقوع خطا در سمت ولتاژ کم شبکه شکل (1)

با توجه به شکل (9)، ناهماهنگی بین فیوز و کلید بازبست مجدد، زمانی اتفاق می‌افتد که جریان خطا به دلیل جریان اضافی تزریقی با منابع تولید پراکنده، از  بیشتر شود؛ درنتیجه، زمان قطع فیوز از زمان متناظر با نقطۀ A به نقطۀ A' شیفت داده می‌شود و فیوز در زمان کمتری نسبت به کلید بازبست مجدد عمل می‌کند یا هردو در یک زمان عمل می‌کنند.

در این مقاله برای حل مشکل بیان‌شده، دو فاز حفاظتی تطبیقی بر مبنای اصلاح تنظیمات کلید بازبست مجدد به‌صورت تطبیقی و متناسب با ضریب نفوذ منابع PV پیشنهاد شده است. برای این منظور برای هر فاز یک شاخص برای بررسی میزان از دست رفتن هماهنگی ادوات حفاظتی معرفی می‌شود. به کمک این شاخص‌ها هماهنگی منحنی مشخصۀ کلید بازبست مجدد به‌صورت تطبیقی اصلاح  می‌شود و زمان جدید صدور فرمان قطع عملکرد سریع ریکلوزر محاسبه می‌شود.

 

4- روش هوشمند پیشنهادی اصلاح منحنی مشخصۀ زمان - جریان ریکلوزر

4-1- فاز جریانی

برای بررسی حفظ هماهنگی بین فیوزهای نصب‌شده در ابتدای شاخه‌های فرعی سیستم توزیع و ریکلوزر ابتدای خط، نسبت تبدیل IF/I2 بررسی‌شده در قسمت قبل، شاخص هماهنگی حفاظتی (PCI1) استفاده می‌شود که به‌صورت زیر تعریف می‌شود:.

(3)

 

همان‌طور که قبلاً ذکر شد با تغییر مقدار TDS، منحنی جریان - زمان کلید بازبست مجدد به سمت بالا یا پایین شیفت داده می‌شود؛ ازاین‌رو در این مقاله، زمان جدید صدور فرمان قطع سریع ریکلوزر به کمک فاز اول و متناسب با تغییرات ضریب نفوذ منابع PV، با رابطه (4) به دست می‌آید:

 

(4)

 

با توجه به روابط (3) و (4)، با توجه به اینکه در حالت پروفایل ولتاژ صعودی، مقدار شاخص  PCIبرابر یک است، زمان صدور فرمان قطع ریکلوزر تغییری نمی‌کند و این امر نشان‌دهندۀ عدم‌کارایی این فاز به‌ازای ضریب نفوذهای بزرگ‌تر و مساوی 100 درصد است و به یک فاز دومی به‌منظور حفظ هماهنگی فیوز – ریکلوزر در این شرایط نیاز است. از طرف دیگر، در حالت پروفایل نزولی با اصلاح مقدار TDS، زمان جدید به‌صورت هوشمند و متناسب با ضریب نفوذ منابع فتوولتائیک و به‌صورت تطبیقی مطابق رابطۀ پیشنهادی (4)، محاسبه و هماهنگی بین تجهیزات حفاظتی بازیابی می‌شود.

 

4-2- فاز ولتاژی

در فاز دوم پیشنهادی یک جمله ولتاژی به مشخصۀ زمان – جریان ریکلوزر اضافه شده است. به دلیل اینکه ریکلوزر در ابتدای فیدر نصب شده است، دامنۀ ولتاژ خطای مورد نیاز با یک ترانسفورماتور ولتاژ نصب‌شده در پست به دست می‌آید. در این شرایط، مشخصۀ پیشنهادی برای عملکرد حالت سریع ریکلوزر به‌صورت زیر است:

(5)

 

به کمک جمله ولتاژی زمان عملکرد ریکلوزر متناسب با تغییرات ولتاژ و مقدار ثابت k کاهش می‌یابد. ثابت k، یک ضریب تنظیم جدید و با عنوان ضریب حساسیت به ولتاژ برای مشخصۀ ریکلوزر تعریف می‌شود.

طرح پیشنهادی با استفاده از جمله ولتاژی، زمان عملکرد ریکلوزر را اصلاح می‌کند. شکل (10) تغییرات جمله ولتاژی رابطه (5) را به‌ازای مقادیر مختلف برای ثابت k نشان می‌دهد. افت ولتاژ در محل ریکلوزر متناسب با محل خطا است. یک خطا نزدیک به ریکلوزر باعث افت ولتاژ درخور توجه و جریان خطای بزرگ می‌شود.

 

شکل (10): جمله ولتاژی مشخصه پیشنهادی به ازای مقادیر

متفاوت ثابت k

بنابراین، برطرف‌کردن سریع خطا با توجه به رابطه (5) به دست می‌آید؛ به این صورت که جمله ولتاژی، کوچک و کمتر از یک می‌شود و باعث کاهش زمان عملکرد ریکلوزر می‌شود. از سوی دیگر، اگر خطا در انتهای فیدر رخ دهد، دامنۀ ولتاژ خطا بالا است و درنتیجه زمان عملکرد حالت سریع ریکلوزر کاهش کمتری خواهد داشت. اگرچه حضور سیستم‌های فتوولتائیک اثر بسیار کمی بر جریان خطای ریکلوزر به‌ازای خطاهای نزدیک دارد، برای خطاهای دور کاهش جریان خطای ریکلوزر باعث تشدید این مورد می‌شود؛ ازاین‌رو زمان عملکرد ریکلوزر افزایش می‌یابد.

در حالت کلی، جریان عبوری از فیوز در حضور منابع PV برای خطاهای دور افزایش می‌یابد؛ بنابراین احتمال عملکرد فیوز قبل از بازشدن ریکلوزر به‌ازای خطاهای دور وجود دارد. جمله ولتاژی با دقت زیاد برای جلوگیری از ناهماهنگی فیوز - ریکلوزر پیشنهاد شده است. محل خطا به‌خوبی در منحنی ولتاژ شکل (10) در نظر گرفته شده است؛ یعنی زمان عملکرد ریکلوزر با توجه به محل خطا (افت ولتاژ) کاهش می‌یابد و زمان عملکرد سریع‌تری برای خطاهای نزدیک یا بیشتری برای خطاهای دور به دست می‌آید. درحقیقت زمان عملکرد ریکلوزر مبتنی بر محل خطا، باعث جبران سهم جریان خطای تزریقیِ منابع PV می‌شود. با توجه به شکل (10)، بهترین مقدار برای ثابت k عدد 3 است؛ زیرا مقدار بزرگ‌تر باعث افزایش بیش از حد حساسیت به ولتاژ می‌شود و به‌ازای کوچک‌ترین تغییرات ولتاژ، زمان عملکرد ریکلوزر، کاهش زیاد و نادرستی پیدا می‌کند. مقادیر کمتر نیز باعث کاهش حساسیت به ولتاژ می‌شود و در بدترین شرایط، احتمال عملکرد زودتر فیوز قبل از عملکرد سریع ریکلوزر تشدید می‌شود.

 

4-3- الگوریتم جدید حفاظتی پیشنهادی

شکل (11) بلوک کنترلی روش هوشمند پیشنهادی این مقاله به‌منظور حذف اثر منابع فتوولتائیک بر هماهنگی تجهیزات حفاظتی را نشان می‌دهد. در این روش در یک فیدر توزیع با نفوذ زیاد منابع PV در شرایط پروفایل ولتاژ نزولی ()، روش پیشنهادی بر مبنای فاز جریانی عمل می‌کند. در غیر این صورت، یعنی زمانی که  باشد، هماهنگی بین تجهیزات حفاظتی به کمک فاز جریانی ایجاد نمی‌شود. در این حالت، برای حذف اثر نامطلوب منابع فتوولتائیک بر هماهنگی تجهیزات حفاظتی از فاز ولتاژی استفاده می‌شود.

شکل (12) بلوک منطقی وضعیت عملیاتی روش هوشمند پیشنهادی را نمایش می‌دهد. مطابق این شکل بر اساس مقایسۀ مقدار شاخص  با مقدار آستانه‌اش، به یکی از دو حالت فاز ولتاژی یا جریانی تغییر وضعیت می‌دهد. وضعیت  بیان‌کنندۀ عملکرد در فاز جریانی و  نشان‌دهندۀ عملکرد الگوریتم در فاز ولتاژی ست.

 

شکل (11): بلوک کنترلی روش هوشمند پیشنهادی

 

 

شکل (12): بلوک منطقی وضعیت عملیاتی روش پیشنهادی

 

شکل (13): الگوریتم پیشنهادی هماهنگی تجهیزات حفاظتی در سیستم‌های توزیع با نفوذ زیاد منابع PV

الگوریتم هوشمند پیشنهادی برای محاسبۀ زمان جدید صدور فرمان قطع ریکلوزر ابتدای خط در فیدرهای توزیع با نفوذ زیاد منابع PV در شکل (13) نمایش داده شده است. مطابق شکل (13)، در گام نخست، محاسبات اتصال کوتاه به‌منظور محاسبه جریان I1 (جریان خطای اولیه) و جریان I2 (جریان خطا پس از خروج نخستین دسته از منابعPV) انجام می‌شود. سپس با شاخص FLI (رابطه (1)) محل وقوع خطا مشخص می‌شود. اگرFLI از مقدار آستانه تعیین‌شده کوچک‌تر باشد، محل وقوع خطا در سمت ولتاژ زیاد تشخیص داده می‌شود و زمان صدور فرمان قطع ریکلوزر ابتدای خط از رابطه (2) محاسبه می‌شود.

از طرف دیگر، مقادیر بزرگ‌تر از آستانۀ شاخص FLI نشان‌دهندۀ وقوع خطا در سمت ولتاژ کم است. در این شرایط در صورتی که توان تولیدی با منابع فتوولتائیک از توان مصرفی بارها کمتر باشد (پروفایل ولتاژ نزولی)، اصلاح مشخصۀ سریع ریکلوزر به کمک جمله جریانی (Pr1) و مطابق رابطه (4) صورت می‌گیرد؛ در غیر این صورت به‌منظور محاسبۀ زمان جدید قطع ریکلوزر مبتنی بر جمله ولتاژی از رابطه (5) استفاده می‌شود و الگوریتم پیشنهادی به‌صورت هوشمند به حالت (Pr2) تغییر وضعیت می‌دهد.

5- نتایج شبیه‌سازی

در این بخش برای بررسی درستی عملکرد روش پیشنهادی، هماهنگی بین تجهیزات حفاظتی یک فیدر واقعی با استفاده از نرم‌افزارETAP  مطالعه می‌شود. شکل (14) قسمتی از یک فیدر توزیع شعاعی واقع در شرق شهر اصفهان با برخی اصلاحات و تغییرات را نشان می‌دهد. سطوح ولتاژ نامی اولیه و ثانویه ترانسفورماتورهای این شبکه به‌ترتیب 20 و 4/0 کیلوولت است. تمام بارهای این فیدر به سیستم‌های PV خانگی مجهزند. اینورترهای منابع PV از نوع متصل به شبکه (Tie-Grid Inverter) هستند. مشخصات کلی شبکه در پیوست (2) آمده‌‌‌‌اند.

در ابتدای فیدر شکل (14) از کلید بازبست مجدد (REC1) مدل 351j Joslyn استفاده شده است. برای حفاظت از انشعابات فرعی از فیوزها استفاده می‌شود. مطابق شکل در ابتدای تنها انشعاب بزرگ این فیدر، کلید حفاظت بازبست مجدد دیگری (REC2) نیز نصب شده است.

 

شکل (14): فیدر توزیع مورد مطالعه با نفوذ زیاد منابع PV

در سیستم مورد مطالعه بدون منابع PV، به‌منظور برقراری هماهنگی بین دو ریکلوزر نصب‌شده در سیستم، هر دو عملکرد سریع و کند ریکلوزر پایین‌دست (REC2) زودتر از ریکلوزر ابتدای خط (REC1) عمل می‌کند. همچنین برای حفظ هماهنگی بین ریکلوزرهای شبکه با فیوزهای پایین‌دست آنها، منحنی مشخصه حالت سریع کلید بازبست مجدد در فاصلۀ و  زیر منحنی مشخصۀ ذوب فیوز و منحنی مشخصه کند ریکلوزر بالای منحنی مشخصۀ ذوب فیوز قرار خواهد گرفت.

برای بررسی طرح حفاظتی فیدر مورد مطالعۀ شکل (14) با ضریب نفوذ زیاد منابع PV، سه سناریوی اتصال کوتاه سه‌فاز A، B و C در مکان‌های متفاوت شبکه، شبیه‌سازی شده‌‌اند. سناریوی A مربوط به ناحیه حفاظت‌شدۀ REC1 است و هماهنگی بین ریکلوزر و فیوزهای پایین‌دست آن بررسی می‌شوند. سناریوی B به‌ازای وقوع خطا در پایین‌دست REC2 است و به هماهنگی بین دو ریکلوزر شبکه می‌پردازد. هماهنگی بین REC2 و فیوزهای پایین‌دست آن در سناریوی C تحلیل می‌شود. درخور ذکر است طراحی سیستم حفاظتی باید به گونه‌ای باشد که در بدترین شرایط وقوع خطا، یعنی به‌ازای حداکثر ضریب نفوذ منابع PV و کمترین مقاومت خطا، بتواند هماهنگی بین تجهیزات حفاظتی را حفظ کند. برای این منظور ابتدا به‌ازای مقاومت خطای صفر با تغییر ضریب نفوذ سیستم‌های فتوولتائیک آستانۀ از بین رفتن هماهنگی فیوز - ریکلوزر در دو سناریوی A و C بررسی می‌شود.


جدول (4): نتایج طرح حفاظتی معمول به‌ازای بدترین شرایط اتصال کوتاه

Operation Time (Sec)

FLI Value

Scenario

Fuse6

Fuse1

REC.2

REC.1

NO

0.2

NO

0.5

0.5

A

NO

NO

0.12

0.52

0.2

B

0.1

NO

0.6

1

0.7

C

جدول (5): نتایج اصلاح مشخصۀ سریع ریکلوزر در صورت وقوع خطای اتصال کوتاه سناریوی A

New Operation Time(Sec)

Std-Operation Time (Sec)

PV Penetration

Percentage

Fault type

FLI Value

Scenario

tRecl

tFuse1

tRec1

tFuse1

[22]

Pr-2

Pr-1

0.14

0.13

0.16

0.2

NO

0.2

25

L-G

0.5

A

0.18

0.17

0.19

0.22

NO

0.22

50

0.2

0.19

0.21

0.25

NO

0.25

75

0.22

0.24

0.31

0.3

NO

0.3

100

0.12

0.11

0.13

0.19

NO

0.19

25

LLL

0.15

0.14

0.16

0.2

NO

0.2

50

0.19

0.18

0.2

0.22

NO

0.22

75

0.23

0.21

0.26

0.24

NO

0.24

100

 

جدول (6): نتایج اصلاح مشخصۀ سریع ریکلوزر در صورت وقوع خطای اتصال کوتاه سناریوی C

New Operation Time(Sec)

Std-Operation Time (Sec)

PV Penetration

Percentage

Fault type

FLI Value

Scenario

tRecl

tFuse1

tRec1

tFuse1

[22]

Pr-2

Pr-1

0.09

0.08

0.1

0.15

NO

0.15

25

L-G

0.7

C

0.11

0.12

0.13

0.18

NO

0.18

50

0.17

0.18

0.19

0.22

NO

0.22

75

0.26

0.25

0.28

0.27

NO

0.27

100

0.08

0.07

0.09

0.12

NO

0.12

25

LLL

0.11

0.1

0.12

0.15

NO

0.15

50

0.14

0.15

0.16

0.2

NO

0.2

75

0.21

0.2

0.24

0.23

NO

0.23

100

 

 

جدول (7): حداکثر ظرفیت منابع فتوولتائیک نصب‌شده در باس‌های مختلف سیستم توزیع شبیه‌سازی‌شده

حداکثر تعداد منابع فتوولتائیک قابل اتصال بر اساس

محل اتصال PV به سیستم (باس پایین‌دست فیوز شماره)

روش حفاظتی ارائه‌شده در مرجع ]22[

فاز حفاظتی پیشنهادی مبتنی بر ولتاژ (Pr2)

فاز حفاظتی پیشنهادی مبتنی بر جریان (Pr1)

طرح حفاظتی استاندارد (Std)

4

5

3

1

F1

3

5

2

1

F2

3

3

2

1

F3

3

3

2

1

F4

2

3

2

1

F5

2

3

2

1

F6

2

3

2

1

F7

2

3

2

1

F8

جدول (8): نتایجحاصل از شبیه‌سازی اتصال کوتاه سه فاز روش پشنهادی مقاله و روش ارائه‌شده در مرجع ]34[

PV rating (MW)

5

3

1

0

Faulted Location

CTINew

(Sec)

CTIpr

(Sec)

tFuse

(Sec)

CTINew

(Sec)

CTIpr

(Sec)

tFuse

(Sec)

CTINew

(Sec)

CTIpr

(Sec)

tFuse

(Sec)

CTINew

(Sec)

CTIpr

(Sec)

tFuse

(Sec)

0.1

0.115

0.165

0.12

0.122

0.2

0.13

0.125

0.211

0.14

0.136

0.224

F1

0.094

0.112

0.182

0.117

0.117

0.21

0.121

0.120

0.230

0.126

0.124

0.246

F2

0.078

0.102

0.2

0.116

0.108

0.24

0.113

0.110

0.265

0.118

0.112

0.284

F3

 

 

نتایج حاصل از شبیه‌سازی طرح حفاظتی به‌ازای بیشترین تغییرات جریان ابتدای خط و مقاومت خطای صفر در جدول (4) نشان داده شده است.

همان‌طور که مشاهده می‌شود در این شرایط در سناریوی A و C جریان خطای دیده‌شده با فیوز از ریکلوزر بیشتر است و باعث از بین رفتن هماهنگی بین آنها می‌شود که نقایص سیستم حفاظتی موجود را به‌وضوح نشان می‌دهد. از طرف دیگر، در سناریوی B، با توجه به محل وقوع خطا مشکل حفاظتی بین فیوز و ریکلوزر ایجاد نمی‌شود و هماهنگی حفاظتی بین دو ریکلوزر حفظ می‌شود.

در ادامه به‌منظور بازیابی هماهنگی حفاظتی بر اساس فازهای تطبیقی پیشنهادی، به‌ازای وقوع خطای اتصال کوتاه سناریوهای A و C در بدترین شرایط نتایج حاصل از شبیه‌سازی قبل و بعد از اصلاح تنظیمات حفاظتی به‌ترتیب در جداول (5) و (6) آورده شده است. همان‌طور که ملاحظه می‌شود در روش معمول حفاظتی با ثابت در نظر گرفتن TDS بر مقدار 5/0، به عملکرد زودهنگام فیوز قبل از مد سریع ریکلوزر منجر می‌شود و درنتیجه، شاهد ناهماهنگی بین فیوز و ریکلوزر خواهیم بود.

از طرف دیگر، با اعمال فازهای تطبیقی پیشنهادی و اصلاح مقدار TDS مطابق نتایج نشان داده شده در جداول (5) و (6)، شاهد بازیابی هماهنگی حفاظتی بین فیوز و ریکلوزر خواهیم بود؛ درنتیجه، در این شرایط به‌ازای وقوع خطا، ابتدا مد سریع ریکلوزر عمل می‌کند و به حفظ فیوز منجر می‌شود و نهایتاً در صورتی که خطا گذرا نباشد با رعایت فاصله زمانی مناسب، فیوز شاخه خطا عمل می‌کند و مانع از گسترش خطا به شبکه بالادست می‌شود؛ البته باید تأکید کرد به کمک فاز دوم یعنی استفاده از جمله ولتاژی (Pr2) حاشیه زمانی بین عملکرد فیوز و ریکلوزر (CTI) به دلیل عملکرد سریع‌تر ریکلوزر، نسبت به حالت استفاده از جمله جریانی (Pr1)، مقدار بیشتری دارد و به همین دلیل استفاده از جمله ولتاژی در توان‌های بالا نیز عملکرد بهتری خواهد داشت. با توجه به نتایج جداول (5) و (6)، جمله ولتاژی ارائه‌شده در مرجع ]22[ حاشیۀ زمانی کمتری نسبت به حالت ترم ولتاژی پیشنهادی در این مقاله فراهم می‌کند و این نشان‌دهندۀ برتری روش ارائه‌شده در مقاله است.

جدول (7) حداکثر ظرفیت منابع فتوولتائیک نصب‌شده در باس‌های مختلف سیستم توزیع شبیه‌سازی‌شده را نشان می‌دهد. مطابق جدول مذکور حداکثر ضریب نفوذ منابع فتوولتائیک برای حفظ هماهنگی بین فیوز و ریکلوزر در این شرایط به کمک مشخصه‌های پیشنهادی و با مشخصۀ استاندارد و همچنین با روش پیشنهادی در مرجع ]22[ مقایسه شده است. با توجه به نتایج مشاهده‌شده، روش حفاظتی مبتنی بر ترم ولتاژی ارائه‌شده در مقاله (Pr2) بیشترین توانایی حفظ هماهنگی حفاظتی بین فیوز – ریکلوزر را به‌ازای ضریب نفوذهای بیشتر منابع فتوولتائیک دارد. درخور ذکر است به‌ترتیب ترم ولتاژی ارائه‌شده در مرجع ]22[ و ترم جریانی ارائه‌شده در مقاله (Pr1) در پله‌های بعدی قرار می‌گیرند و درنهایت روش استاندارد کمترین توانایی حفظ هماهنگی فیوز و ریکلوزر را در این شرایط دارد.

شایان ذکر است امروزه همۀ تولیدکنندگان ریکلوزر مانند ABB، SIEMENS و غیره، ولتاژ و جریان را به‌منزلۀ دو ورودی مجزا در ریکلوزرهای مبتنی بر ریزپردازنده خود جای داده‌اند؛ بنابراین نیازی به سفارش ریکلوزر ویژه به‌منظور اعمال مشخصه‌های پیشنهادی نیست.

برای مقایسه بیشتر، روش پیشنهادی با روش تطبیقی ارائه‌شده در مرجع ]34[ مقایسه شده است. درخور ذکر است هماهنگی حفاظتی مطرح‌شده در مرجع مذکور با تنظیم TDS و IPickup ریکلوزر صورت می‌گیرد؛ در صورتی که در روش پیشنهادی ارائه‌شده در مقاله، تنها TDS عملکرد سریع ریکلوزر اصلاح می‌شود.

مطابق مرجع ]32[، حداقل حاشیۀ زمانی هماهنگی بین عملکرد فیوز و ریکلوزر، 1/0 ثانیه در نظر گرفته می‌شود؛ بنابراین با توجه به مقادیر جدول (8)، به‌ازای ضریب نفوذهای پایین مقدار CTI مرجع ]34[ (CTINew) بیشتر از CTI روش پیشنهادی در این مقاله (CTIpr) است؛ اما به‌ازای ضریب نفوذهای بیشتر از 3 مگاوات روش پیشنهادی در مقاله، حاشیۀ زمانی عملکرد بهتری را بین فیوز و ریکلوزر فراهم می‌کند و درنهایت، به‌ازای توان 5 مگاوات مقدار CTINew حتی از حداقل مقدار قابل قبول آن نیز کمتر شده است. درحقیقت در این شرایط، روش مرجع ]34[ دیگر توانایی حفظ هماهنگی بین فیوز و ریکلوزر را نخواهد داشت. از طرف دیگر، روش پیشنهادی مرجع ]34[ دو محدودیت اصلی زیر به شرح زیر دارد:

1- وابسته‌بودن این روش به ریکلوزر اضافی در ضریب نفوذهای بیشتر از 2 مگاوات.

2- وابسته‌بودن طرح پیشنهادشده به مکان نصب PV.

 

6- نتیجه‌گیری

در مقالۀ حاضر، روش هوشمند حفاظتی دوفازی مبتنی بر نرخ ضریب نفوذ منابع فتوولتائیک متصل به سیستم توزیع به‌منظور حفظ فیوز در شرایط خطا ارائه شد. مطابق این روش جدید، حالت عملکرد سریع ریکلوزر به‌ازای وقوع خطا در سیستم بر اساس اصلاح تطبیقی TDS، به کمک یکی از دو فاز جریانی یا ولتاژی ارائه‌شده، سریع‌تر از فیوز شاخه خطا عمل می‌کند و ماهیت گذرا یا دائم خطا را بررسی می‌کند و به حفظ فیوز منجر می‌شود. فاز جریانی ارائه‌شده، تنها به‌ازای ضریب نفوذهای کمتر از 100 درصد، توانایی حفظ هماهنگی فیوز – ریکلوزر را دارد و متناسب با نسبت جریان خطای عبوری از فیوز شاخه خطا به جریان خطای عبوری از ریکلوزر ابتدای خط، ضریب تنظیم زمانی عملکرد سریع ریکلوزر را اصلاح می‌کند و به کاهش زمان عملکرد آن منجر می‌شود؛ در حالی که فاز ولتاژی مشکل فاز جریانی را برطرف می‌کند و به‌ازای ضریب نفوذهای بیشتر 100 درصد نیز حفظ فیوز را به‌ازای وقوع خطا در پایین‌دست شبکۀ توزیع و در حضور تولیدات پراکنده فتوولتائیک تضمین می‌کند. نتایج شبیه‌سازی نشان‌دهندۀ توانایی طرح پیشنهادی به‌منظور حفظ هماهنگی بین فیوز و ریکلوزر حتی در ضریب نفوذهای بیشتر منابع فتوولتائیک و مقاومت خطای صفر است.

 

ضمایم

ضمیمه (1): مشخصۀ زمان جریان رله‌های جریان زیاد

مد کاری رله

A

B

P

استاندارد

14/0

0

02/0

بسیار معکوس

5/13

0

1

شدیداً معکوس

80

0

2


ضمیمه (2): خلاصۀ مشخصات فیدر مورد مطالعه

مشخصات

تجهیز

ردیف

20 کیلومتر

طول فیدر

1

خطوط هوایی باندل‌نشدۀ شعاعی

نوع فیدر

2

خطوط ولتاژ متوسط: 120میلی‌متر مربع

خطوط ولتاژ کم: کابل50×4 میلی‌متر مربع

جنس کابل: آلومینویمی

عایق: XLPE

مشخصات خطوط

3

افقی

فاصلۀ بین خطوط: 70-140-70 سانتی‌متر

نوع خطوط

4

ولتاژ متوسط: 20 کیلوولت

ولتاژ کم:400 ولت

ولتاژ نامی

5

9 متر

ارتفاع پایه تیرهای توزیع

6

400 کیلوولت آمپر با اتصال مثلث - ستاره زمین شده

ترانسفورماتور

7

250 مگاولت آمپر

X/R=6.3

مشخصات پست اصلی

8

 

 



[1]تاریخ ارسال مقاله: 04/02/1396

تاریخ پذیرش مقاله: 16/02/1397

نام نویسنده مسئول: مجید معظمی

نشانی نویسندۀ مسئول: ایران – اصفهان - نجف‌آباد - بلوار دانشگاه - دانشگاه آزاد اسلامی - واحد نجف‌آباد - دانشکدۀ مهندسی برق.

 

 [1] N. Nimpitiwan, G. Heydt, R. Ayyanar, and S. Suryanarayana, "Fault current contribution from synchronous machine and inverter based distributed generators", IEEE Trans. Power Del., Vol. 22, No. 1, pp.634-641, Jan. 2007.

 [2] A. Abdel-Khalik, A. Elserougi, A. Massoud, S. Ahmed, "Fault current contribution of medium voltage inverter and doubly-fed induction-machine-based flywheel energy storage system", IEEE Trans. Sustainable Energy, Vol. 4, No. 1, pp.58-67, Jan. 2013.

 [3] Ahmed El-Naggar; István Erlich, "Fault Current Contribution Analysis of Doubly Fed Induction Generator-Based Wind Turbines", IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 30, No. 3, pp.874-882, Sept. 2015.

 [4] Tarek Medalel Masaud; Ronak Deepak Mistry, "Fault current contribution of Renewable Distributed Generation: An overview and key issues", IEEE Conference on Technologies for Sustainability (SusTech), Oct. 2016.

 [5] N. Rajaei; M. H. Ahmed; M. M. A. Salama; R. K. Varma, "Analysis of fault current contribution from inverter based distributed generation", IEEE PES General Meeting, July. 2014.

 [6] Y. Han, X. Hu, and D. Zhang, "Study of adaptive fault current algorithm for microgrid dominated by inverter based distributed generators", in Proc. 2nd IEEE Int. Symp. Power Electron. Distributed Generation Syst. (PEDG), pp. 852-854, 16-18. June. 2010.

 [7] Chaitusaney, S., Yokoyama, A., "Conflict between backup generation and recloser-fuse miscoordination in reliability aspect from distributed generation", Proc. IASTED Int. Conf. Energy Power Systems, Chiang Mai, Thailand, pp. 205-210, 2006.

 [8] McDermott, T.E., Dugen, R.C, "Distributed generation impact on reliability and power quality indices", Proc. IEEE Rural Electric Power Conf., Clairton, PA, USA, pp. D3-1-D3-7, May 2002.

 [9] Barker, P.P., Mello, R.W.D., "Determining the impact of distributed generation on power systems. I. Radial distribution systems", Proc. IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, pp. 1645-1656, 2000.

[10] Tailor, J.K. and Osman, A.H., "Restoration of Fuse-Recloser Coordination in Distribution System with high DG Penetration", Power and Energy Society General Meeting Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st, pp. 1-8, 2008.

[11] Y. Lu, L. Hua, J.Wu, G.Wu, and G. Xu, "A study on effect of dispersed generator capacity on power system protection", in Proc. IEEE Power Eng. Soc. Gen. Meeting, pp. 1-6, 2007.

[12] S.Chaitusaney andA.Yokoyama, "Prevention of reliability degradation from recloser-fuse miscoordination due to distributed generation", IEEE Trans. Power Del., Vol. 23, No. 4, pp. 2545-2554, Oct. 2008.

[13] A. Farzanehrafat, S. A. M. Javadian, S. M. T. Bathaee, and M.-R. Haghifam, "Maintaining the recloser-fuse coordination in distribution systems in presence of dg by determining dg’s size", in Proc. 9th IET Int. Conf. Develop. Power Syst. Protect, pp. 124-129, 2008.

[14] S. H. Lim and J. C. Kim, "Analysis on protection coordination of protective devices with a SFCL due to the application location of a dispersed generation in a power distribution system", IEEE Trans. Applied Superconductivity, Vol. 22, No. 3, pp.5601104-5601104, June 2012.

[15] H. Yamaguchi and T. Kataoka, "Current limiting characteristics of transformer type superconducting fault current limiter with shunt impedance and inductive load", IEEE Trans. Power Del., Vol. 18, No. 2, pp.668-671, june. 2008.

[16] Y. Zhang and R. A. Dougal, "Novel dual-FCL connection for adding distributed generation to a power distribution utility", IEEE Trans. Appl. Supercond., Vol. 21, No. 3, pp. 2179 - 2183, June 2011.

[17] Elmitwally, A., Gouda, E., Eladawy, S., "Restoring recloser-fuse coordination by optimal fault current limiters planning in DG-integrated distribution systems", Int. J. Elec. Power, pp. 9-18, 2016.

[18] H. B. Funmilayo and K. L. Buyler-Purry, "An approach to mitigate the impact of distributed generation on the overcurrent protection scheme for radial feeders", in Proc. IEEE Power Syst. Conf. Expo., pp. 1-11, 2009.

[19] D. Uthitsunthorn and T. Kulworawanichpong, "Distance protection of a renewable energy plant in electric power distribution systems", in Proc. Int. Conf. Power Syst. Technol., pp. 1-4, 2010.

[20] F. A. Viawan, D. Karlsson, A. Sannino, and J. Daalde, "Protection scheme for meshed distribution systems with high penetration of distributed generation", in Proc. Power Syst. Conf. Adv. Metering, Protection Control, Commun., Distrib. Resources, pp. 99-104, 2006.

[21] I. M. Chilvers, N. Jenkins, and P. A. Crossley, "The use of 11 kV distanceprotection to increase generation connected to the distribution network", in Proc. Int. Conf, pp. 551-554, 2004.

[22] Saleh, K.A., Zeineldin, H.H., Al-Hinai, A., et al.: "Optimal coordination of directional overcurrent relays using a new time-current-voltage characteristic", IEEE Trans. Power Del.,Vol. 30, No. 2, pp. 537-544, April 2015.

[23] Castillo Salazar, C.A., Conde Enríquez, A., Schaeffer, S.E.: "Directional overcurrent relay coordination considering non-standardized time curves", Electr. Power Syst. Res., Vol. 122, No. 5, pp. 42-49, January 2015.

[24] Dewadasa, M., Ghosh, A., Ledwich, G., et al.: "Fault isolation in distributed generation connected distribution networks", IET Gener. Transm. Distrib., Vol. 5, No. 10, pp. 1053-1061, Oct. 2011.

[25] Keil, T., Jager, J.: "Advanced coordination method for overcurrent protection relays using nonstandard tripping characteristics", IEEE Trans. Power Del., Vol. 23, No. 1, pp. 52-5, Jan. 2008.

[26] HesamYazdanpanahi, YunWei Li, Wilsun Xu, "A New Control Strategy to Mitigate the Impact of Inverter-Based DGs on Protection System", IEEE Trans. Smart Grid, Vol.3, No.3, pp. 1427-1436, 2012.

[27] Nazila Rajaei, and M. M. A. Salama, "Management of Fault Current Contribution of Synchronous DGs Using Inverter-Based DGs", IEEE Trans. Smart Grid, Vol.6, No.6, pp. 3073-3081, 2015.

[28]  Esmaeil Ebrahimi, Mohammad Javad Sanjari, Gevork B. Gharehpetian, "Control of three-phase inverter-based DG system during fault condition without changing protection coordination",.International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Vol. 63, pp. 814-823, December 2014.

[29] IEEE P1547.7/D11, "IEEE Approved Draft Guide toConducting Distribution Impact Studies for Distributed Resource Interconnection", Jun. 2013.

[30] IEEE 929, IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems, 2000.

[31] IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Over-current Relays, IEEE Standard C37, 112-1996.

[32] Naiem, A.F., Hegazy, Y., Abdelaziz, A.Y., et al, "A classification technique for recloser-fuse coordination in distribution systems with distributed generation", IEEE Trans. Power Delivery, Vol. 27, No. 1, pp. 176-185, 2012.

[33] Hussain, B., Sharkh, S.M., Hussain, S., Abusara M. A, "An adaptive relaying scheme for fuse saving in distribution networks with distributed generation", IEEE Trans. Power Delivery, Vol. 28, No. 2, pp. 669-677, 2013.

[34] Yingying Tang; Raja Ayyanar," Methodology of Automated Protection Analysis for Large Distribution Feeders With High Penetration of Photovoltaic Systems", IEEE Power and Energy Technology Systems Journal, Vol. 4, No. 1, pp. 1-9, 2017.