روش جدید کنترل تنظیمات حفاظتی ریزشبکه با ضریب‌نفوذ بالای تولیدات پراکنده

نویسندگان

1 دانشکده مهندسی برق، واحد نجف‌آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، نجف‌آباد، ایران

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

چکیده

سال‌های اخیر، منابع تولید پراکنده، با توجه به دستاوردهای فراوانشان، به بخش جدانشدنی و بااهمیت در شبکه‌های قدرت امروزی تبدیل شده‌اند. بهود تنظیم ولتاژ شبکه، کمک به شرایط اوج مصرف و کاهش بارگذاری خطوط انتقال و ترانسفورماتورهای قدرت، بهره‌مندی از انرژی‌های تجدیدپذیر و کاهش آلایندگی محیط‌زیست ازجمله دلایل رشد و توسعۀ منابع تولید پراکنده‌اند. در مقابل مزیت‌های این منابع برای شبکه، افزایش حضور منابع تولید پراکنده، چالش‌های جدیدی برای شبکه‌های قدرت فراهم کرده است. از مهم‌ترین مشکلات ایجادشده، تأثیر بر عملکرد سیستم حفاظتی شبکه است. ساختار حفاظتی سنتی شبکه‌ها با تأثیر از حضور منابع تولید پراکنده، دچار اختلال می‌شود و عملکرد نادرستی خواهد داشت. در این مقاله با بهره‌گیری از الگوریتم کنترل خطی هوشمند جدید، به بازیابی هماهنگی حفاظتی اقدام شده ‌است. روش پیشنهادی با تنظیم ضریب جریانی رلۀ اضافه‌جریان، سبب اصلاح منحنی مشخصۀ حفاظتی سیستم حفاظتی می‌شود. براساس استراتژی پیشنهادی، کنترل مطابق با منحنی‌های متداول رله‌های اضافه‌جریان است و از استاندارهای مربوط به آنها پیروی می‌کند. برای این منظور، با استفاده از یک بلوک کنترلی افتی جدید و نمونه‌برداری از کمیت جریان رلۀ اضافه‌‌جریان به‌صورت محلی با جریان تنظیمی روی رلۀ بازیابی‌شده، عملکرد سیستم حفاظتی حفظ می‌شود. استراتژی پیشنهادی روی دو ریزشبکۀ واقعی مجزا در منطقۀ اصفهان، با نرم‌افزار ETAP، تست و ارزیابی شده است. نتایج ارائه‌شده بیان‌کنندۀ توانایی روش پیشنهادی در حفظ هماهنگی حفاظتی در ریزشبکه‌های با ضریب نفوذ بالای منابع تولید پراکنده خواهد بود.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

A New Method for Controlling Microgrids Protection Settings with the High Penetration of Distributed Generation

نویسندگان [English]

  • Hadi Bisheh 1
  • Majid Moazzami 2
  • Bahador Fani 2
  • Ghazanfar Shahgholian 2
1 Department of Electrical Engineering, Najafabad Branch, Islamic Azad University, Najafabad, Iran
2 1 Department of Electrical Engineering, Najafabad Branch, Islamic Azad University, Najafabad, Iran 2 Smart Microgrid Research Center, Najafabad Branch, Islamic Azad University, Najafabad, Iran
چکیده [English]

In recent years, the distributed generation resources (DGR) have become an essential and inseparable component in power networks and have achieved major success. Improving network power voltage, helping in peak load conditions and reducing load on power lines and transformers, utilizing renewable energies and reducing environmental pollution constitute some of the reasons for their expansion. In contrast to all these advantages in a given network, the increased presence of distributed generation resources has presented new challenges for power networks. One of the most important problems is the impact on system protection functionality. The traditional protection structure of the networks will be impaired and malfunctioned due to the presence of distributed generation resources. In this paper, a new intelligent linear control algorithm is used to restore the protective coordination. The proposed method modifies the protection characteristic curve of the protection system by adjusting the overcurrent relay current coefficient. This control procedure is in accordance with the widely applied over-current relay curves and complies with the relevant standards. For this purpose, by using a new drop control block and local sampling of over-current relay current, current setting of the relay is recovered to keep the correct operation of protection system. The proposed method is evaluated on two real micro-grids test system in Isfahan province by ETAP software. The findings indicate the ability of this method in coordinating the protection functionality of micro-grids with high penetration coefficient of DGR.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Current Coefficient
  • Over Current Relay
  • Intelligent control
  • Protection Coordination

1- مقدمه[1]

در سال‌های اخیر، جایگاه منابع تولید پراکنده[1] در سیستم‌های قدرت به‌دلیل مزایای روزافزون این منابع گسترش زیادی یافته ‌است. ازجملۀ این مزایا، ایجاد ریزشبکه‌ها و همچنین شبکه‌های هوشمند توزیع، کاهش بارگذاری روی خطوط انتقال، کمک به مدیریت بار در شرایط اوج بار شبکه، بهبود پروفایل ولتاژ و همچنین افزایش قابلیت اطمینان شبکه‌اند ]1[ و ]2[. با در نظر گرفتن دستاوردهای فراوان منابع DG برای سیستم قدرت، نصب این منابع در ابعاد، تنوع و ظرفیت‌های گوناگون در شبکه مشاهده‌ می‌شود.

منابع مبتنی بر اینورتر، نظیر توربین‌های باد و به‌ویژه سیستم‌های فتوولتاییک[2] ازجمله منابع تولید پراکندۀ پرکاربرد امروزی به شمار می‌آیند ]3[-]5[. منابع PV با بهره‌گیری از انرژی پاک خورشیدی و قابلیت نصب در ابعاد مختلف با ظرفیت‌های کوچک خانگی تا مزارع خورشیدی وسیع از محبوبیت فراوانی نسبت به سایر منابع از دید مشترکین، سرمایه‌گذاران و همچنین بهره‌بردار شبکه دارد. همچنین با توجه به بهره‌گیری از انرژی تجدیدپذیری همچون نور خورشید، شایان توجه دوست‌داران محیط‌زیست بوده است. در مقابل این منابع، واحدهای تولیدی مبتنی بر ژنراتورهای سنکرون باوجود بهره‌مندی از سوخت‌های فسیلی و نیز با توجه به زمان و هزینۀ بهره‌برداری مناسب، جایگاه خوبی کسب کرده ‌است ]6[ و ]7[.

در کنار موارد ذکرشده باید در نظر داشت منابع DG دارای مشکلات متعددی برای شبکۀ قدرت‌اند؛ برای نمونه، منابع مبتنی بر انرژی‌های تجدیدپذیر علاوه‌‌بر هزینه‌های احداث درخور توجه، وابستگی به مکان نصب و شرایط محیطی و همچنین عدم قطعیت در تولید توان‌اند ]8[. وابستگی به نور خورشید در سیستم‌های PV، بر تولید آن در شرایط جوی تأثیر می‌گذارد.

همچنین، اینورتر منابع فتوولتاییک به‌منظور جلوگیری از آسیب‌دیدگی ناشی از شرایط خطا، توان خروجی آنها را در سطح مشخص و از پیش تعیین شده‌ای محدود کرده است؛ به گونه‌ای که جریان حالت خطای این منابع در حدود دو تا سه برابر جریان نامی خواهد بود ]1[ و ]2[. با توجه به مزایای فراوان منابع تجدیدپذیر نظیر سیستم‌های فتوولتاییک برای شبکۀ قدرت، نصب این منابع در شبکه رو به افزایش است. این امر سبب شده است برخلاف آنچه دربارۀ محدودبودن جریان خطای این منابع تصور می‌شود، نگرانی‌هایی برای نصب منابع PV در رابطه با سیستم حفاظتی به وجود آید.

حضور گستردۀ منابع پراکنده در شبکه‌های هوشمند، می‌تواند سبب ایجاد اشکال در عملکرد مطلوب سیستم نیز شود. از مهم‌ترین اینها می‌توان به اختلال در عملکرد سیستم حفاظتی شبکه، تغییر در پروفایل جریان و همچنین سطح اتصال کوتاه شبکه یا بروز مشکلات جزیره‌ای‌شدن اشاره کرد ]9[-]12[. عملکرد نادرست سیستم حفاظتی شبکه در اثر حضور منابع تولید پراکنده، از مهم‌ترین اثرات مخرب این منابع به شمار می‌آید. این مسئله در بسیاری از مراجع در چند سال گذشته، بررسی و راهکارهای گوناگونی برای مقابله با آن پیشنهاد شده ‌است.

در مرجع ]13[-]16[ با بررسی اثر منابع DG بر حفاظت شبکۀ توزیع، با مکان‌یابی مناسب برای این منابع به برطرف‌سازی این مشکل اقدام کرده است. در این روش با بهینه‌سازی محل قرارگیری منابع تولید پراکنده، اثر این منابع محدود شده است. باوجود حل مسئلۀ مطرح‌شده در این مقاله، اعمال محدودیت در مکان نصب این منابع ضعف این روش به شمار می‌آید.

مشابه روش یادشده، در مراجع ]17[-]19[به بهینه‌سازی توان تولیدی منابع DG اقدام شده است. به عبارت دیگر، با کنترل میزان تولید این منابع در شبکه، هماهنگی حفاظتی بازیابی می‌شود؛ اما باید در نظر داشت مالکین خصوصی منابع تولید پراکنده، علاقه‌مند به دریافت حداکثر سود با توجه به تولید حداکثری منبع DG نصب‌شده‌اند؛ از این رو اعمال محدودیت در توان تولیدشده نسبت به محدودیت مکان نصب‌شدۀ منابع پراکنده به‌مراتب اثر نامطلوب‌تری خواهد داشت.

به کارگیری روش‌های بهینه‌سازی در اصلاح هماهنگی تجهیزات حفاظتی، تنها به کنترل منابع DG محدود نبوده و در مراجع ]20[-]23[ راهکار پیشنهادی روی سیستم حفاظتی شبکه پیاده‌سازی شده است. در این روش با کنترل زمان‌های عملکرد تجهیزات حفاظتی شبکه و به دست آوردن بهینه‌ترین شرایط عملکرد آنها، هماهنگی حفظ می‌شود.

می‌توان گفت با کنترل بهینۀ زمان‌های عملکرد تجهیزات حفاظتی، عملکرد سیستم حفاظتی بسیار مطلوب خواهد بود؛ اما باید در نظر داشت با توجه به نیاز این روش به داشتن اطلاعات کلیۀ تجهیزات، در کنار محاسبات سنگین و پیچیده، وابستگی روش مذکور به کمیت‌های زیاد و از تمامی تجهیزات حفاظتی، ضعف این روش به شمار می‌آید.

استفاده از تجهیزات جدید و اصلاح ساختار سیستم حفاظتی شبکه، راهکارهای دیگر مقابله با اثر منابع DG بر حفاظت شبکه‌اند ]5[ و ]24[ و ]25[. در مرجع ]26[ و ]27[ نصب محدودکنندۀ جریان خطا (FCL) برای مسئلۀ مذکور پیشنهاد شده ‌است. براساس این روش، زمان وقوع اتصالی در شبکه اثر منبع تولید پراکنده بر پروفایل جریان شبکه محدودشده، می‌تواند از اختلال در عملکرد سیستم حفاظتی جلوگیری کند. مشکل این روش در افزایش هزینه‌های نصب، راه‌اندازی و تعمیرات و همچنین بالارفتن تلفات در شبکه است.

در تمامی مراجع بررسی‌شده، در ازای حل‌کردن مسئلۀ حفاظتی در حضور منابع تولید پراکنده، شبکه را با مشکلات جدیدی روبه‌رو کرده است. تعیین ظرفیت و مکان نصب محدود برای منابع پراکنده، اجرای محاسبات پیچیده برای عملکرد مطلوب سیستم حفاظتی در شرایط خطا و همچنین متحمل‌کردن هزینه‌های نصب و راه‌اندازی تجهیزات حفاظتی جدید برای شبکه، از مهم‌ترین مشکلات در این مراجع به شمار می‌روند.

در این مقاله، روش جدید هماهنگی حفاظتی در ریزشبکه‌های با ضریب نفوذ بالای منابع تولید پراکنده به‌منظور اصلاح کاستی‌های روش‌های قبلی ارائه شده است. این روش از طریق اصلاح سیستم حفاظتی به‌وسیلۀ تنظیم تجهیزات حفاظتی میسر خواهد بود. برای این منظور، از رله‌های اضافه‌جریان متداول و مطابق استانداردهای موجود شبکه استفاده شده است. در این روش با استفاده از یک کنترلر افتی، ضریب جریانی رله اضافه‌جریان به‌صورت خطی کنترل می‌شود. بر اساس این روش، رله‌های شبکه به گونه‌ای زمان عملکرد خود را با شرایط شبکه تطبیق می‌دهند که باوجود حضور منابع تولید پراکنده در آن، عملکرد مطلوبی داشته باشد. جنبه‌های نوآوری استراتژی پیشنهادی در مقایسه با راهکارهای قبلی به‌صورت زیرند:

  • · عدم وابستگی استراتژی پیشنهادی به نوع، مکان و ظرفیت نصب‌شدۀ منابع تولید پراکنده در شبکه.
  • · پاسخ‌گویی مناسب به عدم قطعیت در تولید منابع DG.
  • · بازیابی هماهنگی براساس اصلاح تنظیم حفاظتی و ایجادنشدن اختلال و تنش در کنترل منابع تولید پراکنده.
  • · قابلیت عملی‌بودن و اجرا روی تجهیزات حفاظتی قدیمی و برنامه‌ناپذیر.
  • · اصلاح سیستم حفاظتی به‌صورت محلی و نیازنداشتن به سیستم‌های مخابراتی.
  • · هزینه پیاده‌سازی کمتر در کنار زمان اجرای کوتاه‌تر.

ساختار کلی این مقاله بدین شرح است؛ در بخش (2) ساختار سیستم حفاظتی و اثر حضور منابع تولید پراکنده در آن بررسی شده ‌است. پس از آن، در بخش (3) الگوریتم پیشنهادی بیان شده است و در بخش (4) نتایج شبیه‌سازی این روش به‌خوبی نشان‌دهندۀ موفقیت استراتژی پیشنهادی‌اند. در انتها در بخش (5)، نتیجه‌گیری کلی این مقاله ارائه شده ‌است.

2- هماهنگی حفاظتی شبکه

 

شکل (1): شمای تک‌خطی شبکۀ توزیع شعاعی نمونه

تجهیزات حفاظتی به کار برده شده در سیستم حفاظتی شبکه‌های توزیع، ادوات تشخیص‌دهندۀ اضافه‌جریان[3] در شبکه‌اند. این ادوات شامل فیوز، ریکلوزر و رله اضافه‌جریان است. مطابق شکل (1) با توجه به کنترل‌پذیری قابلیت تنظیم‌شدن در رله‌ها، از رله‌های OC برای حفاظت فیدر اصلی و از فیوزها برای حفاظت نواحی جانبی استفاده می‌شود. عملکرد تجهیزات حفاظتی براساس میزان جریان عبوری و فاصلۀ آنها از محل وقوع اتصالی، انتخاب مناسبی برای اولویت‌بندی مطابق با زمان است. برای این منظور لازم است برای هر دو تجهیز حفاظتیِ قرارگرفته در کنار یکدیگر، هماهنگی زمانی وجود داشته باشد تا از ایجاد اختلال در عملکرد سیستم حفاظتی جلوگیری شود؛ از این رو برای هر دو تجهیز حفاظتی پشت سر هم، تجهیز حفاظتی قرارگرفته در سمت پایین‌دست، اصلی[4] و تجهیزی قرارگرفته در در سمت بالادست، حفاظت پشتیبان[5] در نظر گرفته می‌شود.

هر رله OC دارای یک معادله مشخصه است که طبق استاندارد IEC60255 به‌صورت زیر تعریف می‌شود ]28[ .

(1)

 

در این رابطه tR برابر با زمان عملکرد رله زمان‌معکوس، TMS ضریب تنظیم زمانی[6]، IR جریان اتصالی عبوری از رله و Ibase جریان از پیش تنظیم شده روی آن رله است. باید در نظر داشت جریان‌های اندازه‌گیری‌شده مقادیر جریانی است که در سمت ثانویۀ ترانسفورماتور جریان مربوط به رله مشاهده می‌شود. پس از کاهش جریان عبوری از شبکۀ قدرت و مطابق با نسبت تبدیل CT، اندازه‌گیری جریان میسر خواهد بود.

جدول (1): پارامترهای تنظیمی رلۀ اضافه‌جریان براساس نوع منحنی مطابق با استاندارد IEC60255

IEC Curves

Parameters

K2

K1

Short time Inverse

0.04

0.05

Normal Inverse

0.02

0.14

Very Inverse

1

13.5

Extremely Inverse

2

80

Long time Inverse

1

120

 

ضرایب K1 و K2 پارامترهای ثابتی‌اند که با آنها شیب منحنی مشخصۀ حفاظتی رله مشخص می‌شود. همان‌گونه که در بالا به آن اشاره شد منحنی مشخصۀ رله‌های زمان‌معکوس مطابق با استاندارد، طراحی و بهره‌برداری می‌شود. در رابطه (1) دو پارامتر در نظر گرفته شده براساس استاندارد باید برابر K1 و K2 است. این ضرایب دارای مقادیر مشخصی بوده که در جدول (1) موجود است.

با توجه به شکل (1)، در این شبکه روی فیدر اصلی دو رله OC نصب شده است. همچنین در ابتدای هر شاخۀ جانبی منتهی به بارهای شبکه، یک فیوز قرار داده شده است. این چیدمان به‌صورت متداول و به‌دلیل اهمیت فیدر اصلی در مقابل فیدرهای جانبی در نظر گرفته شده است. هر تجهیز حفاظتی، موظف به عملکرد صحیح در ناحیۀ حفاظتی تحت پوشش خود است. همچنین به‌منظور عملکرد هماهنگ و رعایت اولویت‌بندی در برطرف‌سازی شرایط اتصالی، هر تجهیز حفاظتی با تجهیز بالادست خود دارای هماهنگی زمانی مشخصی است. در این صورت رله R1 به‌عنوان حفاظت پشتیبان رله R2 به‌ازای خطای به‌وجود‌آمده مطابق شکل (1) خواهد بود. همچنین هماهنگی مابین رله‌ها و فیوزها نیز برقرار است. در شکل (2) منحنی مشخصۀ حفاظتی رله‌های R1 و R2 و فیوز F1 نمایش داده شده است.

زمانی که مطابق شکل (1) خطای A در شبکه رخ می‌دهد، رله R2 ناحیۀ خطادیده را ایزوله می‌کند. پس از آن و درصورت نبود عملکرد موفق آن رله، رله R1 پس از گذشت مدت زمان معین، ناحیۀ تحت پوشش خود را بی‌برق می‌کند. این مدت زمان مشخص، حاشیۀ زمانی هماهنگی[7] نامیده می‌شود. در شکل (2-الف) مسئلۀ هماهنگی میان دو رله به‌ازای خطای A به‌خوبی دیده می‌شود. همچنین هنگامی که خطای B در شبکه اتفاق می‌افتد، با توجه به وقوع خطا در ناحیۀ حفاظتی فیوز F1، این تجهیز بلافاصله فیدر مذکور را بی‌برق می‌کند. در شرایطی که فیوز F1 در قطع مدار ناموفق باشد، رله R1 به‌عنوان پشتیبان عملیات جداسازی مدار را انجام می‌دهد. در شکل (2-ب) هماهنگی به‌ازای خطای B برای رله R1 و فیوز F1 مشاهده می‌شود.

2-1- اثر منبع تولید پراکنده بر سیستم حفاظتی شبکه

یک منبع تولید پراکنده با قرارگرفتن در شبکۀ توزیع، موجب تغییر در پروفایل جریان می‌شود. با وقوع اتصالی و جاری‌شدن جریان خطا در شبکه، منبع DG نیز جریان خطایی مطابق با تکنولوژی ساخت آن منبع به شبکه و محل وقوع خطا تزریق می‌کند. این پدیده سبب شده است در مسیر بین محل وقوع اتصالی و مکان قرارگیری منبع DG جریان نسبت به شرایط حضورنداشتن منبع تولید پراکنده افزایش یابد؛ اما در سایر بخش‌های فیدر جریان عبوری از شبکۀ بالادست کاهش یابد.

(الف)

 (ب)

شکل (2): منحنی مشخصۀ حفاظتی، (الف): رله R1 و R2 و (ب): رله R1 و F1

منابع تولید پراکنده براساس مکان، نوع و ظرفیت نصب‌شده در یک شبکه، سبب ایجاد تغییر در پروفایل جریانی شبکه می‌شوند. هر سه مورد مطرح‌شده به‌نوبۀخود مهم است و بر عملکرد سیستم حفاظتی اثر می‌گذارد؛ اما میزان تولید این منابع و توان انتقالی به سمت شبکه و بارهای آن بیشتر شایان توجه قرار می‌گیرد.

ضریب نفوذ[8] منابع تولید پراکنده، عدم قطعیت این منابع در نظر گرفته می‌شود. این مشارکت در پاسخ‌گویی به تقاضای بار، ضریب نفوذ منابع DG نام دارد. ضریب نفوذ منابع تولید پراکنده براساس تعریف، برابر نسبت توان تولیدی منابع DG به توان دریافتی بارهای شبکه است
( ) ]3[ و ]4[. زمانی که منابع PV دارای ضریب نفوذ کمی در شبکه‌اند، افزایش دو تا سه برابری جریان حالت خطای آنها تأثیر ناچیزی بر جریان عبوری از تجهیزات خواهد داشت؛ اما با افزایش ضریب نفوذ آنها دو مسئله اهمیت دارد؛ نخست، با وجود کمتربودن افزایش جریان آنها در مقایسه با ماشین‌های سنکرون ، در ضریب‌نفوذهای بالا این مقدار درخور توجه است و می‌تواند بر سیستم حفاظتی شبکه اثرگذار باشد. دوم، به سبب اینکه تولید منابع PV وابسته به نور خورشید است و از پایداری مناسبی در تولید توان برخوردار نیست، ضریب ‌نفوذشان بسیار متغیر خواهد بود ]29[.

به عبارت دیگر، وابسته‌نبودن روش پیشنهادی به منابع DG، ازجمله مزایای این روش در پاسخ‌گویی مناسب به مسئله عدم قطعیت منابع تولید پراکنده به شمار می‌آید. به عبارت دیگر، چنانچه اصلاح تنظیمات برای یک سطح از حضور منابع DG یا تعداد مشخصی از آنها انجام شود، با تغییرات توان خروجی منابع، این تنظیمات بی‌اثر و خودبه‌خود نقض می‌شود. به عبارت دیگر، اگر منابع تولید پراکنده از نوع سیستم‌های فتوولتاییک در نظر گرفته شوند، در ساعاتی از شبانه‌روز که تولید منابع به صفر می‌رسد، تنظیمات انجام‌شده براساس حضور منابع با ضریب نفوذ مشخص، بی‌استفاده می‌شود و نمی‌تواند تضمین‌کنندۀ هماهنگی حفاظتی باشد. برای روشن‌تر شدن موضوع، به بررسی دقیق‌تر اثر حضور منابع بر جریان‌های تجهیزات حفاظتی شبکه نیاز است که در ادامه به آن پرداخته می‌شود.

در شبکۀ شکل (1) هنگامی که منبع تولید پراکنده در شبکه قرار داشته باشد، در سه ناحیه می‌تواند با شبکه پارالل شود. این سه مکان باسبارهای B1، B2 و B3 است. در ادامه این سه حالت بررسی می‌شود.

با قرارگیری منبع DG در باسبار B1 به‌‌ازای خطای رخ‌داده در نقطه A، بخشی از جریان خطا با این منبع تأمین می‌شود. امپدانس کوچک‌تر میان منبع DG و خطای نقطه A نسبت به امپدانس بین شبکۀ قدرت بالادست و خطای مذکور، سبب تأمین جریان با منبع تولید پراکنده در شرایط وقوع اتصالی است. در رابطه (2) چگونگی این تأثیر مشخص می‌شود.

(2)

 

که در این رابطه IFault A جریان تزریقی به محل وقوع خطا، IFault جریان خطای تأمین‌شدۀ شبکۀ بالادست در زمان حضورنداشتن منبع DG (این جریان متناسب با سطح اتصال کوتاه شبکۀ اصلی تعیین می‌شود)، ZNet ,B1 امپدانس معادل دیده‌شده از شبکۀ بالادست تا محل نصب منبع پراکنده، ZNet ,Fault A کل امپدانس معادل تا نقطۀ خطا و IDG جریان خطای منبع تولید پراکنده است. براساس رابطه (2) تأثیر حضور منبع DG در شبکه و در موقعیت باسبار B1 بر جریان خطای عبوری از تجهیزات شبکه مشاهده می‌شود. بر اساس این، جریان عبوری از رله‌های R1 و R2 افزایش می‌یابد. طبق رابطه (1) با افزایش جریان عبوری از رله‌ها، زمان عملکرد آنها کاهش می‌یابد و سریع‌تر خطا برطرف می‌شود. در ابتدا شاید اینگونه برداشت شود که هرچه سریع‌تر عملیات پاک‌سازی خطای صورت‌پذیر وضعیت شبکه پایدارتر خواهد بود؛ اما باید در نظر داشت کاهش زمان عملکرد تجهیز حفاظتی که عملکرد آن باید با سایر تجهیزات حفاظتی شبکه هماهنگ باشد، در محدودۀ عملکرد مناسب قرار دارد یا خارج از این ناحیه است. به عبارت دیگر، تنها در نظر گرفتن زمان عملکرد یک تجهیز حفاظتی کفایت نمی‌کند؛ بلکه نیاز است زمان‌های عملکرد تجهیزات حفاظتی قرارگرفته در مجاورت یکدیگر باهم مقایسه شود.

برای اتصال کوتاه نقطه B با توجه به حضور منبع DG در موقعیت مذکور، دقیقاً مشابه حالت بررسی‌شده در پاراگراف قبل است؛ به این دلیل که جریان اتصالی عبوری از رله R1 و فیوز F1، در اثر حضور منبع پراکنده افزایش یافته است. براساس مشخصۀ حفاظتی نمایش داده شده در شکل (2-ب)، زمان‌های عملکرد هر دو تجهیز کاهش خواهد یافت.

اما زمانی که منبع DG در باسبار B2 قرار داشته باشد، مسئله کمی متفاوت از حالت قبل می‌شود. در شرایط اتصال کوتاه رخ داده شده در نقطه A، جریان عبوری از رله R2 که در مسیر مابین منبع DG و نقطۀ خطا است، افزایش می‌یابد. این درحالی است که جریان عبوری از رله R1 کاهش یافته است که فقط از شبکۀ بالادست تأمین می‌شود؛ بنابراین در این حالت، جریان‌های عبوری از دو رله با یکدیگر برابر نیست. جریان افزایش‌یافتۀ رله R2 براساس رابطه (2) محاسبه می‌شود؛ اما جریان کاهش‌یافتۀ رله R1 از رابطه (3) تعیین می‌شود.

(3)

 

که در این رابطه INetwork جریان خطای عبوری از رله R1 و ZB2 ,Fault A امپدانس مابین منبع DG و نقطۀ خطا است. براساس روابط (2) و (3)، اثر منبع تولید پراکنده در مکان مشخص‌شده مشاهده می‌شود. با توجه به معادلۀ مشخصۀ زمان‌معکوس رابطه (1)، با افزایش جریان عبوری از رله R2، زمان عملکرد آن، کاهش و با کاهش جریان عبوری از رله R1، زمان عملکرد آن افزایش می‌یابد؛ بنابراین حاشیۀ زمانی مابین زمان‌های عملکرد دو رله افزایش می‌یابد.

 (الف)

(ب)

شکل (3): هماهنگی حفاظتی مابین رله‌های R1 و R2

(الف): نصب منبع DG در باسبار B1 و (ب): نصب منبع DG در باسبار B2

در شکل (3)، اثر حضور منبع DG بر هماهنگی حفاظتی مابین رله‌های R1 و R2 به‌‌ازای قرارگیری منبع DG در باسبارهای B1 و B2 مشاهده می‌شود. مطابق شکل
(3-الف) با نصب منبع DG در باسبار B1 حاشیۀ زمانی میان دو رله کاهش می‌یابد. اگرچه زمان عملکرد هر رله به‌صورت مجزا کاهش یافته و سریع‌تر خطای ایجادشده برطرف شده است، به دلیل کاهش حاشیۀ زمانی بین دو رله، احتمال اختلال در عملکرد آنها به‌شدت افزایش می‌یابد؛ تا جایی که ممکن است رلۀ پشتیبان (R1) پیش از عملکرد رلۀ اصلی (R2) فیدر را بی‌برق کند و سبب ایجاد ناهماهنگی حفاظتی بشود. همچنین طبق شکل (3-ب)، زمانی که منبع DG در موقعیت باسبار B2 قرار گرفته باشد، حاشیۀ هماهنگی میان دو رله افزایش می‌یابد. باوجود اینکه افزایش در زمان عملکرد رله R1 و همچنین حاشیۀ هماهنگی میان دو رله به عملکرد مطمئن‌تر و ایمن‌تر در سیستم حفاظتی منجر می‌شود، با فراتررفتن این زمان عملکرد از محدودۀ مجاز با توجه به ظرفیت حرارتی و تحمل جریان اتصال کوتاه برای تجهیزات در معرض این جریان، عملکرد سیستم حفاظتی دچار اختلال می‌شود.

وضعیت خطای رخ‌داده در نقطه B نیز برای حضور منبع DG در باسبار B2 برای هماهنگی میان رله R1 و فیوز F1، مشابه هماهنگی دو رله است؛ اگرچه مطابق شکل
(2-ب)، با توجه به شیب تند منحنی فیوز، شرایط بهتری وجود خواهد داشت.

هنگامی که منبع DG در باسبار B3 به شبکه متصل شود، به دلیل اینکه محل قرارگیری آن پس از نقطۀ وقوع خطا است، تزریق جریان آن منبع به سمت نقطۀ خطا، اثری بر جریان‌های عبوری از رله‌های R1 و R2 قرارگرفته در پیش از نقطۀ خطا نخواهد داشت. این مسئله به‌علت وجود اتصالی و وقوع ولتاژ نزدیک به صفر در نقطه اتصالی است؛ از این رو در وضعیت نصب منبع DG در باسبار B3 سیستم حفاظتی بدون اختلال در عملکرد خود، رفتار صحیحی خواهد داشت.

3- الگوریتم پیشنهادی

همان‌گونه که در بخش قبل اشاره شد حضور منبع تولید پراکنده براساس مکان‌های نصب مختلف در شبکه می‌تواند بر عملکرد سیستم حفاظتی این شبکه تأثیر بگذارد. در شبکۀ نمونه شکل (1)، با قرارگیری منبع DG در باسبارهای B1 و B2 می‌تواند موجب تغییر در عملکرد سیستم حفاظتی بشود. در باسبار B1 نصب منبع پراکنده سبب کاهش در زمان عملکرد رله‌های R1 و R2 می‌شود. برای باسبار B2 حضور منبع DG با افزایش زمان عملکرد رلۀ پشتیبان و همچنین حاشیۀ هماهنگی میان دو رله همراه می‌شود.

تغییرات به‌وجودآمده بر سیستم حفاظتی در شرایط قرارگیری منابع تولید پراکنده در شبکه، علاوه بر مکان نصب منابع، می‌تواند متأثر از میزان مشارکت در تأمین دیماند آن شبکه با منابع DG نیز باشد. با توجه به روابط (2) و (3)، جریان تزریقی منابع DG در شرایط وقوع خطا عامل تأثیرگذار دیگری بر جریان عبوری از رله‌های R1 و R2 است.

در شرایطی که توان تولیدی و ظرفیت نصب‌شدۀ منابع DG یا به بیان دیگر، میزان مشارکت در تأمین بارهای شبکه افزایش می‌یابد، متناسب با آن، جریان حالت خطای منابع بیشتر می‌شود؛ بنابراین با افزایش یافتن تولید منابع DG در شبکه، تغییرات ایجادشده بر جریان‌های رله‌ها، افزایش و اختلال به‌وجودآمده بر سیستم حفاظتی شبکه افزایش می‌یابد.

همان‌گونه که به آن اشاره شد زمانی که در شبکه منبع تولید پراکنده نصب شده باشد، رفتار جریانی رله‌های شبکه مطابق شکل (3) خواهد بود. در روش پیشنهادی با ارائۀ استراتژی جدید، به اصلاح منحنی مشخصۀ حفاظتی رلۀ پشتیبان اقدام می‌شود. به عبارت دیگر، تجهیز حفاظتی قرارگرفته در پایین‌دست شبکه که حفاظت اصلی در نظر گرفته می‌شود، بدون تغییر و براساس تنظیم اولیۀ خود در نظر گرفته می‌شود. برای این منظور، در ابتدا یک محدودۀ زمانی برای عملکرد مجاز رلۀ پشتیبان لحاظ می‌شود. نواحی در نظر گرفته شده در شکل (4) نمایش داده شده‌اند. به بیان دیگر، عملکردهای درون محدوده‌های زمانی بین حد بالایی[9] و حد پایینی[10] و برای رله R1 مجاز بوده است که در محدودۀ هماهنگی حفاظتی قرار دارد و درنتیجه، زمان‌های بالاتر از حد tUTL و پایین‌تر از tLTL، در محدودۀ ناهماهنگی قرار دارند.

 

شکل (4): منحنی مشخصۀ پیشنهادی هوشمند رلۀ اضافه‌جریان

در روش پیشنهادی با کنترل‌کردن پارامترهای تنظیمی رلۀ پشتیبان، با توجه به شرایط حضور منابع در شبکه، به بازیابی حفاظتی اقدام می‌شود. این کار به‌صورت تطبیقی انجام می‌شود. براساس معادلۀ مشخصۀ رله در رابطه (1)، ملاحظه می‌شود این معادله از پارامترهای مختلفی تشکیل شده است. در روش پیشنهادی این مقاله، کنترل روی ضریب جریانی Ibase انجام شده است و سایر ضرایب بدون تغییر و براساس فرض اولیۀ شبکۀ طراحی‌شده در نظر گرفته شده‌اند.

برای این منظور با یک مشخصۀ کاهشی (افتی) بین جریان عبوری از رله (IR) و ضریب جریانی Ibase مقدار مدنظر برای این ضریب به دست می‌آید که براساس آن زمان عملکرد رله در بازۀ هماهنگی قرار می‌گیرد. با چنین فرضی، منحنی مشخصۀ پیشنهادی رلۀ پشتیبان مطابق شکل (4) است. همان‌‌گونه که ملاحظه می‌شود چنانچه رله در بازه جریانی Imax&DG و Imin&DG و محدودۀ مجاز عملکرد tUTL و tLTL عملکرد داشته باشد، هماهنگی به‌ازای شرایط حضور منابع تولید پراکنده حفظ شده است.

به‌منظور چنین عملکردی برای رلۀ پشتیبان، یک مشخصۀ افتی به‌صورت شکل (5) درنظر گرفته می‌شود. به‌ازای حداقل جریان عبوری از رله یعنی Imin&DG، ضریب جریانی روی Ib,min و همچنین به‌ازای بیشینۀ جریان عبوری از رله یعنی Imax&DG، ضریب جریانی روی Ib,max تنظیم می‌شود. بر اساس این، یک معادلۀ مشخصه به‌صورت زیر برای ضریب جریانی رله منظور می‌شود.

(4)

 

که در این رابطه، پارامترهای Ib,min، Ib,max، ΔIR و IbΔبه‌صورت زیر تعریف می‌شوند.

(5)

 

در تنظیم ضریب جریانی رله، یک نکتۀ بسیار مهم وجود دارد. در عمل برای رله‌های واقعی، هر عددی قابلیت تنظیم‌شدن بر رله را ندارد. درواقع مقادیر این ضریب به‌صورت گسسته یا پلکانی تغییر می‌کند نه به‌صورت پیوسته؛ از این رو با توجه به شکل (4)، منحنی مذکور در بازۀ تنظیم‌شده به‌صورت دندانه‌ای ویرایش می‌شود. مطابق رابطه (4)، با کنترل جریان Ibase رلۀ پشتیبان، زمان عملکرد این رله در بازۀ هماهنگی قرار خواهد گرفت. در شکل (6) چگونگی پیاده‌سازی استراتژی کنترلی پیشنهادی مشاهده می‌شود. همان‌گونه که ملاحظه می‌شود ضریب جریانی رله براساس یک کنترلر افتی اصلاح می‌شود.

 

شکل (5): مشخصۀ کنترل خطی جریان تنظیمی رله

اصلاح تطبیقی ضریب جریانی رله با توجه به تغییرات جریان عبوری از رله که به‌صورت محلی انجام می‌شود، برای هر مکان نصب و ضریب‌نفوذی از منابع تولید پراکنده صدق می‌کند. این در حالی است که اگر در روش پیشنهادی ضریب Ibase به‌صورت آفلاین اصلاح می‌شد، تنظیمات صورت‌گرفته تنها برای شرایط خاصی از قرارگیری منابع DG در شبکه متناسب با مکان نصب و ظرفیت تولیدی آنها برقرار بود و در سایر شرایط به اصلاح مجدد نیاز است.

 

شکل (6): پیاده‌سازی کنترل‌کنندۀ ضریب جریانی رلۀ اضافه‌جریان

به عبارت دیگر، هر تغییری در حضور منابع DG در شبکه براساس روابط (2) و (3)، موجب جابه‌جایی اندازۀ جریان عبوری از رله روی منحنی مشخصۀ آن رله، نسبت به مقادیر تنظیمی اولیه خود می‌شود؛ از این رو با کنترل ضریب جریانی رله براساس جریان عبوری از آن، به‌صورت آنلاین اثر حضور منابع تولید پراکنده بر سیستم حفاظتی شبکۀ تعیین شده، زمان عملکرد تجهیزات حفاظتی شبکه در محدودۀ مجاز باقی می‌ماند.

 

3-1- الگوریتم پیشنهادی

الگوریتم کنترل ضریب جریانی رلۀ پیشنهادی، مطابق فلوچارت شکل (7) اجرا می‌شود. براساس این شکل، در ابتدا با استفاده از محاسبات اتصال کوتاه در شبکه جریان خطای عبوری از رله یعنی IFault در شرایط حضورنداشتن منابع DG در شبکه محاسبه می‌شود. در ادامه با افزایش ضریب نفوذ این منابع، با تعیین حداقل و حداکثر ضریب جریانی مجاز برای رله، پارامترهای مشخصه خطی تنظیم می‌شوند.

با نمونه‌گیری از جریان رله در بلوک کنترلی آنلاین اصلاح ضریب جریانی رله، ضریب Ibase رله، اصلاح و روی رله تنظیم می‌شود؛ بنابراین با به‌کارگیری استراتژی پیشنهادی، به‌صورت آنلاین براساس نوع قرارگیری و همچنین میزان ضریب نفوذ منابع DG در شبکه، هماهنگی حفاظتی بازیابی می‌شود.

به سبب اینکه مطالعات مربوط به شرایط وقوع اتصال کوتاه در شبکه بوده و نیاز به پاک‌سازی آن در حداقل زمان ممکن است، مطابق روش پیشنهادی بدون نیاز به انجام محاسبات سنگین و زمان‌بر، تنها با کنترل یک پارامتر از رلۀ اضافه‌جریان، هماهنگی حفاظتی شبکه بازیابی می‌شود. کنترل پارامتر Ibase رله براساس جریان عبوری روی رلۀ متناسب با نحوۀ حضور منابع تولید پراکنده در شبکه بدون نیاز به بستر مخابراتی برای اصلاح تنظیمات حفاظتی، منحنی مشخصۀ رله را در ناحیۀ مناسب برای بازیابی هماهنگی باقی نگه می‌دارد.

 

شکل (7): فلوچارت الگوریتم کنترل Ibase

4- نتایج شبیه‌سازی

به‌منظور ارزیابی روش پیشنهادی، از نرم‌افزار ETAP برای شبیه‌سازی استفاده شده است. در این بخش در دو شبکۀ متفاوت، راهکار پیشنهادی، بررسی و نتایج برای هر شبکه ارائه شده‌اند. نتایج بیان‌کننده موفقیت استراتژی پیشنهادی در این مقاله در هر دو شبکه است.

4-1- ریزشبکۀ اول

جدول (2): مشخصات شبکۀ مطالعه‌شده

short-circuit power of the main substation

450 MVA

feeder length

2 Km

Conductor

Type

Pirelli-AACSR/AC

Size

120 mm2

Line shape

Horizontal

Headway type

not transposed

Legs altitude

9 m

Load

Total Demand

1100 KW

Transformer

20/0.4 KV

1250 KVA

DYg

 

در این بخش از یک شبکه، تست نمونه برای اجرای الگوریتم پیشنهادی با مشخصات مطابق جدول (2) استفاده شده است. این شبکه دارای سطوح ولتاژی 20 و 4/0 کیلوولت است. بارهای شبکه در شاخه‌های جانبی و ازطریق ترانسفورماتور با شبکه پارالل شده‌اند.

در شبکۀ شکل (8)، شمای کلی فیدر مطالعه‌شده در شرایط قرارگیری منابع تولید پراکنده نمایش داده شده است. تجهیزات حفاظتی شبکه شامل رله‌های R1 و R2، از نوع اضافه‌جریان زمان‌معکوس هستند. بر اساس این، مشخصات رله‌های حفاظتی مطابق جدول (3) در نظر گرفته شده‌اند. در ادامه، رفتار رله‌های شبکه به‌عنوان حفاظت‌های اصلی و پشتیبان بررسی می‌شود.

اساس عملکرد هر تجهیز حفاظتی، برطرف‌کردن خطاهای به‌وجودآمده در زون حفاظتی خود با حداقل تأخیر زمانی ممکن است. همچنین رله‌ها با تجهیز پایین‌دست خود هماهنگ عمل کرده و علاوه بر حفاظت اصلی در زون خود حفاظت پشتیبان شاخۀ جانبی خود نیز است. براساس طراحی سیستم حفاظتی متداول در شبکه‌های توزیع، حاشیۀ زمانی اولیه (مناسب‌ترین مقدار برای هماهنگی که با توجه به ساختار شبکه لحاظ می‌شود)، میان هر دو تجهیز برابر 350 میلی‌ثانیه لحاظ می‌شود. به‌علاوه، حداقل حاشیۀ زمانی عملکرد مجاز بین دو تجهیز حفاظتی زمان حداقلی 2۵۰ میلی‌ثانیه است. این زمان به‌منظور اختلال‌نداشتن در عملکرد تجهیزات و اطمینان از عملکرد سیستم حفاظتی است. همچنین حداکثر زمان برطرف‌سازی جریان خطا از تجهیزات شبکه ۱۰۰۰ میلی‌ثانیه و براساس منحنی حرارتی هادی‌های شبکه در نظر گرفته می‌شود.

 

 

شکل (8): دیاگرام تک‌خطی شبکۀ مطالعه‌شده

 

جدول (3): مشخصات فنی رله‌های شبکۀ مطالعه‌شده

Ibase(%)

TMS (sec)

Curve Type

Type

Device

165/1

025/0

Very Inverse

SIEMENS-7SJ601

R1

907/0

025/0

Normal Inverse

SIEMENS-7SJ601

R2

 

در شبکۀ شکل (8)، زمانی که خطایی مطابق شکل در شبکه رخ می‌دهد، جریان خطای یکسانی از دو رله عبور می‌کند که برابر با 730/0 کیلو آمپر است. به‌‌ازای این جریان، براساس مشخصات اولیۀ رله‌ها - که در جدول (3) ارائه شده است - زمان عملکرد رله‌های R1 و R2 به‌ترتیب برابر با 596 و 249 میلی‌ثانیه است. پارامترهای اتخاذشده در جدول (3) براساس مشخصات فنی واقعی رله‌های موجود در شبکۀ مذکور صورت گرفته‌اند. در این شرایط حاشیۀ هماهنگی اولیه میان دو رله برابر 347 میلی‌ثانیه خواهد بود. ملاحظه می‌شود در شرایط حضورنداشتن منابع تولید پراکنده در شبکه، هماهنگی حفاظتی به‌خوبی میان دو رله اصلی و پشتیبان به‌‌ازای وقوع خطا در نقطه F برقرار است. در ادامه، شرایط حضور منابع در شبکۀ مذکور بررسی می‌شوند. برای این منظور، دو حالت بررسی شده‌اند.

 

4-1-1- وجود DG مابین دو رله R1 و R2

 

شکل (9): منحنی‌های حفاظتی رله R1 و R2 در شرایط حضور منبع تولید پراکنده در مابین دو رله

در ابتدا فرض می‌شود منبع تولید پراکنده در بخشی از فیدر شبکه نصب شده باشد که مابین دو رله قرار دارد. با نصب این منبع بر فیدر شبکۀ شکل (8)، به‌‌ازای شرایط وقوع خطایی مطابق شکل مذکور در شبکه، جریان‌های عبوری از رله R1، کاهش و جریان رله R2 افزایش می‌یابد. این مسئله به افزایش زمان عملکرد رلۀ پشتیبان و همچنین کاهش زمان عملکرد رلۀ اصلی منجر خواهد شد.

 

شکل (10): منحنی‌های حفاظتی رله R1 و R2در شرایط حضور منبع تولید پراکنده در بالادست رله R1

در ضریب نفوذ ده درصدی این منبع، زمان عملکرد رله‌های اصلی و پشتیبان به‌ترتیب برابر با 238 و 651 میلی‌ثانیه است. به عبارت دیگر، رله R1 با تأخیر بیشتری نسبت به قبل خطا را برطرف می‌کند. این مسئله در این شرایط به عملکرد مطلوب‌تر سیستم حفاظتی کمک خواهد کرد؛ اما به همین‌جا ختم نمی‌شود. با افزایش ضریب نفوذ منبع تولید پراکنده، زمان عملکرد رلۀ پشتیبان (R1) باز افزایش می‌یابد تا در ضریب نفوذ 50 درصد، این زمان به 1038 میلی‌ثانیه می‌رسد. در این شرایط عملکرد رلۀ پشتیبان از خارج از محدودۀ هماهنگی است (tR1>tUTL).

در ادامه با افزایش ضریب نفوذ تا میزان 100 درصد، این زمان عملکرد به مقدار 4033 خواهد رسید. در
شکل (9) منحنی مشخصۀ حفاظتی در دستگاه زمان برحسب جریان دو رله مشاهده می‌شود. همان‌گونه که در این شکل مشاهده می‌شود در زمان حضورنداشتن منبع تولید پراکنده، حاشیۀ هماهنگی به‌خوبی برقرار است و رله‌ها مطابق با طراحی سنتی و متداول سیستم حفاظتی شبکه، خطای به‌وجودآمده را به‌خوبی و با هماهنگی مطلوب با یکدیگر برطرف می‌کند؛ اما چنانچه منبع تولید پراکنده در مابین دو رله قرار گیرد، هماهنگی ازدست‌رفته و سیستم حفاظتی و همچنین تجهیزات شبکه دچار آسیب‌دیدگی خواهند شد.

4-1-2- وجود DG در بالادست رله R1

در این حالت، زمانی که منبع تولید پراکنده در بالادست رله R1 در شبکۀ شکل (8) در نظر گرفته شود، در شرایط وقوع خطا مطابق این شکل، جریان‌های عبوری از هر دو رلۀ اصلی و پشتیبان به یک اندازه افزایش می‌یابد. این مسئله موجب افزایش جریان‌های عبوری از رله‌های حفاظتی شبکه می‌شود. با افزایش ضریب نفوذ منبع در شبکه، به‌ازای حضور ده درصدی منبع، زمان عملکرد رله‌های R1 و R2 به‌ترتیب برابر 549 و 238 میلی‌ثانیه بوده است و بنابراین حاشیۀ زمانی مابین آنها برابر 311 میلی ثانیه می‌شود. مشاهده می‌شود حاشیۀ زمانی بین دو رله نسبت به حاشیۀ هماهنگی اولیۀ خود کمتر شده است.

به‌ازای حضور منبع تولید پراکنده در ضریب نفوذ
40 درصد در این شرایط، حاشیۀ زمانی بین دو رله به اندازۀ 231 میلی‌ثانیه کاهش می‌یابد که از حداقل حاشیۀ هماهنگی مجاز (250 میلی ثانیه)، کمتر و درنتیجه، هماهنگی حفاظتی ازدست‌رفته تلقی می‌شود. این روند کاهشی در حاشیۀ زمانی تا جایی ادامه داشت که در ضریب نفوذ 100 درصد به مقدار 143 میلی‌ثانیه خواهد رسید. شکل (10) نشان‌دهندۀ این موضوع است.

4-1-3- اثر روش پیشنهادی

با توجه به بخش‌های قبل، در شرایط حضور منابع تولید پراکنده در شبکه، هماهنگی حفاظتی شبکه دچار اشکال می‌شود؛ از این رو براساس روش پیشنهادی و با کنترل ضریب جریانی رلۀ پشتیبان (Ibase) مطابق مشخصۀ افتی پیشنهادی، به بازیابی هماهنگی حفاظتی اقدام شد. برای این منظور، در شکل (11) مشخصۀ پیشنهادی رله R1 ارائه شده است. براساس این شکل، در شرایط قرارگیری مختلف منابع تولید پراکنده بر فیدر شبکه و با ضرایب نفوذ متفاوت به‌خوبی هماهنگی حفاظتی حفظ شده است.

 

شکل (11): اصلاح هوشمند منحنی مشخصۀ پیشنهادی رلۀ پشتیبان در شرایط مختلف حضور منبع DG در شبکه

در جدول (4)، اثر حضور منابع تولید پراکنده بر عملکرد رله‌های R1 و R2 شبکه به‌ازای ضرایب نفوذ مختلف آورده شده است. به‌علاوه پس از اعمال استراتژی پیشنهادی، اثر این روش بر زمان عملکرد رلۀ پشتیبان به‌ازای قرارگیری منبع تولید پراکنده مابین دو رله و همچنین اثر این روش بر حاشیۀ زمانی مابین دو رله در زمان قرارگیری منبع تولید پراکنده در بالادست حفاظت پشتیبان به‌خوبی ملاحظه می‌شود.

براساس جدول (4) به‌خوبی مشاهده می‌شود پس از اعمال روش کنترلی جدید ارائه‌شده در این مقاله، در تمام ضریب ‌نفوذها و همچنین در مکان‌های مختلف قرارگیری منابع تولید پراکنده در شبکه، هماهنگی حفاظتی حفظ می‌شود.


 

 

جدول (4): مقادیر زمان عملکرد تجهیزات حفاظتی در شرایط حضور منابع تولید پراکنده در شبکه

مکان DG

درصد ضریب‌نفوذ

Ibase (%)

tR1 (ms)

Δt (ms)

طرح متداول

طرح پیشنهادی

طرح متداول

طرح پیشنهادی

بین دو رلۀ اصلی و پشتیبان

100

940/0

4033

985

3854

806

90

962/0

2557

911

2374

728

80

984/0

1872

851

1684

662

70

007/1

1477

800

1283

606

60

029/1

1219

757

1020

557

50

051/1

1038

719

832

514

40

073/1

904

687

691

474

30

095/1

800

659

580

438

20

117/1

718

633

489

405

10

139/1

651

611

413

373

 

0

165/1

596

591

347

342

بالادست دو رلۀ اصلی و پشتیبان

10

184/1

549

573

311

334

20

206/1

509

556

280

327

30

228/1

474

541

254

321

40

250/1

444

527

231

314

50

272/1

418

515

212

309

60

294/1

394

503

195

303

70

316/1

373

492

179

298

80

338/1

354

482

166

294

90

360/1

337

473

154

289

100

383/1

322

464

143

285

 

 

4-2- ریزشبکۀ دوم

شکل (12) شمای تک‌خطی شبکۀ شبیه‌سازی دوم را نشان می‌دهد. این ریزشبکه مربوط به یک منطقۀ صنعتی است که دارای 36 مشترک با حساسیت‌های بیشتر نسبت به مصرف‌کنندگان خانگی در تأمین برق مطلوب و مطمئن بوده است که بر اساس این، هزینۀ بیشتری نیز پرداخت می‌کنند. در این ریزشبکه دو فیدر با سیستم قدرت 20 کیلو ولت تغذیه می‌شوند و بارهای خود را به‌صورت مستقل از یکدیگر تأمین می‌کنند. آرایش هادی‌های این ریزشبکه در سمت فشار متوسط و فشار ضعیف به‌صورت هوایی و به‌ترتیب سه و چهار سیم است. تمامی بارهای موجود در این دو فیدر با ترانس‌های 20 به 4/0 کیلو ولت به شبکۀ اصلی متصل می‌شود.

به‌منظور افزایش قابلیت اطمینان این ریزشبکه، فیدرهای اصلی شبکه با یک کلید مانور به یکدیگر متصل می‌شوند. به بیان دیگر، در صورتی که هر دو کلید مربوط به رله‌های R1 و R3 بسته باشند، امکان بسته‌شدن کلید مانور و تغییر آرایش شبکه به حالت حلقه‌ای وجود ندارد و هر دو فیدر به‌صورت مستقل بارهای خود را تأمین می‌کنند. در صورت بسته‌بودن کلید مانور، یکی از کلیدهای رله‌های R1 یا R3 باز می‌گردد و هر دو فیدر به یک فیدر از یک سو تغذیه تبدیل می‌شوند. بدین منظور برای حفظ امنیت شبکه، یک Inter-Lock بین عملکرد کلید مانور با رله‌های R1 و R3 در ابتدای دو فیدر برقرار شده است

 

 

 

شکل (12): ریزشبکه صنعتی شبیه‌سازی‌شده در حضور منابع تولید پراکنده

 

 

در این شبکه رله‌های R1 و R2 روی یک فیدر و رله‌های R3 و R4 روی فیدر دیگری نصب شده‌اند. در حالتی که کلید مانور باز باشد، دو فیدر و سیستم حفاظتی آنها به‌صورت مستقل از هم بوده است؛ به طوری که رله R1 به‌ازای هر نوع خطای رخ داده شده در ناحیۀ اصلی رله R2، پشتیبان این رله بوده و هماهنگی بین آنها برقرار است. در همین شرایط رله R3 پشتیبان عملکرد رله R4 در ناحیۀ حفاظت اصلی این رله است و در صورت رخداد خطا در این ناحیه با یکدیگر هماهنگ‌اند. در شرایطی که دو فیدر با کلید Isolator مانور شوند و یکی از رله‌های R1 و R2 باز گردد، هر دو فیدر به‌صورت یکپارچه و از یک سو تغذیه می‌شوند. با تبدیل دو فیدر به یک فیدر متناسب با وضعیت رله‌های R1 و R2 سیستم حفاظتی شبکه شرایط مختلفی خواهد داشت.

در صورتی که رله R2، باز و کلید مانور بسته شود، سه رله R1، R2 و R4  به‌صورت دو به دو پشتیبان یکدیگر شده و لازم است با یکدیگر هماهنگ شوند. هماهنگی موجود میان این سه رله به گونه‌ای است که رله R2 پشتیبان رله R4 بوده و رله R1 برای خطای رخ‌داده در ناحیۀ حفاظت اصلی R2، پشتیبان این رله است. در حالتی که رله R1 باز باشد و هر دو فیدر با رله R2 تغذیه شوند، سه رله R3، R4 و R2 حفاظت کل شبکه را بر عهده می‌گیرند. در این وضعیت رله R3 پشتیبان هر دو رله R2 و  R4بوده و به‌ازای خطای اتفاق‌افتاده روی فیدرها، هماهنگی لازم برقرار است.

همۀ رله‌های استفاده‌شده در این مقاله از نوعOver Current‌ بوده‌اند و قابلیت عملکرد در دو حالت لحظه‌ای و تأخیری را دارند. در صورت مستقل‌بودن هر دو فیدر از یکدیگر، سیستم حفاظتی آن به نحوی است که در صورت رخداد هرگونه خطا در هر فیدر، هماهنگی حفاظتی آن برقرار شده است.

4-2-1- بررسی تغییر توپولوژی در شبکه

در صورت بسته‌شدن کلید Isolator، دو حالت در نحوۀ آرایش شبکه با تغییر وضعیت هر کدام از کلیدهای موجود در ابتدای هر فیدر اتفاق می‌افتد. در صورتی که رله R1 بسته و رله R3 باز گردد، رله R3 از مدار خارج می‌شود و سه رله R1، R2 و R4 وظیفۀ حفاظت فیدر اصلی را بر عهده دارند. در این حالت رله R4 وظیفۀ حفاظت ناحیۀ اصلی خود را دارد و رله R2 که در شرایط قبل از مانور وظیفۀ حفاظت از ناحیۀ مربوط به خود را بر عهده داشت، در شرایط جدید، علاوه بر اینکه ناحیۀ رله R3 را نیز در ناحیۀ حفاظت اصلی خود محافظت می‌کند، باید پشتیبان رله R4 باشد و زمان هماهنگی مناسب را در صورت نداشتن عملکرد به‌موقع آن داشته باشد.

در صورتی که کلید مانور در حالت بسته باقی بماند و رله R3 بسته و رله R1 باز گردد، سه رله R2، R3 و R4 روی یک فیدر قرار می‌گیرند و حفاظت شبکه را بر عهده خواهند داشت. در این حالت وضعیت عملکرد دو رله R4 و R2 نسبت به حالت بازبودن کلید Isolator، متفاوت می‌شود؛ بنابراین با توجه به تغییر ساختار ایجادشده، لازم است این سه رله در هنگام ایجاد خطا، عملکرد مناسبی با توجه به نقش خود در حالت عملکرد به‌عنوان رلۀ اصلی و پشتیبان داشته باشند. با توجه به محاسبات صورت‌گرفته، تنظیمات نهایی رله‌ها در جدول (5) قرار داده شده‌اند. بر اساس این، هماهنگی رله‌ها در هر شرایطی از مانور شبکه برقرار است.

جدول (5): مشخصات فنی رله‌های شبکۀ مطالعه‌شده

Ibase(%)

TMS (sec)

IEC Curve Type

Type

Device

4

083/0

Extremely Inverse

SIEMENS-7UT613

R1

4

114/0

Very Inverse

SIEMENS-7UT613

R2

76/1

050/0

Long-Time Inverse

SIEMENS-7UT613

R3

1/6

050/0

Very Inverse

SIEMENS-7UT613

R4

 

4-2-2- اثر حضور منبع DG در شبکه

حال هماهنگی میان رله‌های حفاظتی شبکه در حضور منابع تولید پراکنده بررسی می‌شود. به بیان کامل‌تر، در هر وضعیت ایجادشده در این شبکه، از لحاظ تغییر وضعیت کلید مانور با قطع یکی از دو رله R1 و R3 و به دنبال آن، اتصال یا انفصال همه یا تعدادی از منابع تولید پراکنده به‌صورت هم‌زمان یا به‌صورت جداگانه، هماهنگی رله‌های حفاظتی بررسی می‌شود.

برای این منظور، مطابق جدول (6)، توپولوژی‌های مختلف شبکه براساس نحوۀ باز و بسته بودن کلیدهای آن مشخص می‌شوند. با توجه به اینکه اندازه و جهت جریان خطای اتصال کوتاه در شرایط حضور این منابع تحت تأثیر قرار می‌گیرد، تأثیر این منابع را با در نظر گرفتن منابع تولید پراکنده در ناحیه‌های حفاظتی مختلف، بررسی و در صورت بر هم خوردن این هماهنگی، با استفاده از الگوریتم پیشنهادی، راهکار مناسب برای حفظ آن برقرار می‌شود؛ از این رو نیاز است در ضریب‌ نفوذهای مختلف هماهنگی ارزیابی می‌شود.

 

جدول (6): توپولوژی‌های مختلف بهره‌برداری ریزشبکه

condition

R1

R2

Isolator

A

بسته

بسته

باز

B

بسته

باز

بسته

C

باز

بسته

بسته

 


جدول (7): تأثیر منابع DG براساس حالات مختلف کار شبکه

condition

Penetration Level of DG (%)

t (sec)

∆t (sec)

DG1

DG2

DG3

R1

R2

R3

R4

A

30

-

-

087/1

386/0

-

-

701/0

-

-

90

-

-

580/0

073/0

507/0

B

30

-

-

-

473/0

-

248/0

225/0

-

60

-

-

138/1

-

145/0

993/0

C

-

-

60

-

342/0

188/1

-

846/0

-

-

90

-

-

580/0

073/0

507/0

 

 

برای روشن‌شدن مسئله، تأثیر حضور منابع بر سیستم حفاظتی شبکه، مطابق جدول (7) برای سه حالت کاری شبکه در نظر گرفته شده است. این حالت‌ها با توجه به توپولوژی شبکه و وضعیت کلید مانور لحاظ ‌شده که در زمان حضورنداشتن منابع تولید پراکنده، هماهنگی بین رله‌های حفاظتی برقرار بوده است. براساس نتایج ارائه‌شده به‌خوبی مشاهده می‌شود براساس ضریب نفوذ و مکان قرارگیری منابع تولید پراکنده در شبکه، سیستم حفاظتی این ریزشبکۀ صنعتی چگونه دچار مشکل شده و به بازیابی هماهنگی حفاظتی نیاز است.

با به‌کارگیری استراتژی پیشنهادی در این مقاله، به اصلاح تنظیمات حفاظتی در راستای بازیابی اقدام می‌شود.


جدول (8): ارزیابی ریزشبکۀ صنعتی شکل (12) براساس توپولوژی A

زمان (ثانیه)

نحوۀ تأثیر بر سیستم حفاظت

ضریب‌نفوذ منبع DG (%)

شماره منبع DG

طرح پیشنهادی

طرح متداول

719/0

768/0

افزایش زمان عملکرد رلۀ پشتیبان (R1)

0

1

741/0

864/0

10

764/0

971/0

20

787/0

087/1

30

811/0

214/1

40

836/0

354/1

50

861/0

507/1

60

888/0

674/1

70

915/0

859/1

80

942/0

056/2

90

971/0

279/2

100

هماهنگی جدول (9): ارزیابی ریزشبکۀ صنعتی شکل (12) براساس توپولوژی B

زمان (ثانیه)

نحوۀ تأثیر بر سیستم حفاظت

ضریب‌نفوذ منبع DG (%)

شماره منبع DG

طرح پیشنهادی

طرح متداول

305/0

317/0

کاهش حاشیۀ هماهنگی بین رله‌های اصلی و پشتیبان
(R2-R4)

0

1

320/0

275/0

10

329/0

246/0

20

335/0

225/0

30

338/0

209/0

40

340/0

196/0

50

342/0

187/0

60

343/0

179/0

70

344/0

172/0

80

345/0

167/0

90

345/0

162/0

100

670/0

682/0

افزایش زمان عملکرد رلۀ پشتیبان (R1)

0

2

694/0

743/0

10

719/0

810/0

20

745/0

882/0

30

772/0

960/0

40

801/0

045/1

50

830/0

138/1

60

861/0

239/1

70

893/0

347/1

80

926/0

469/1

90

960/0

599/1

100

 

 

نتایج این اصلاح تنظیمات حفاظتی در جدول‌های (8)، (9)، (10) و (11) آورده شده‌اند. با مقایسۀ نتایج این جدول با جدول (7)، ملاحظه می‌شود در شرایطی که حضور منابع DG در شبکه، عملکرد سیستم حفاظتی را با اختلال مواجه کرده بود، با به‌کارگیری روش پیشنهادی، باوجود حضور منابع تولید پراکنده در بیشترین ضریب نفوذ و به وجود آمدن بدترین شرایط برای عملکرد سیستم حفاظتی، هماهنگی به بهترین نحو بازیابی شده است و تجهیزات حفاظتی در محدودۀ عملکرد مجاز خود عمل می‌کنند.


جدول (10): ارزیابی ریزشبکۀ صنعتی شکل (12) براساس توپولوژی C

زمان (ثانیه)

نحوۀ تأثیر بر سیستم حفاظت

ضریب‌نفوذ منبع DG (%)

شماره منبع DG

طرح پیشنهادی

طرح متداول

742/0

892/0

افزایش زمان عملکرد رلۀ پشتیبان (R3)

0

3

765/0

938/0

10

788/0

986/0

20

812/0

035/1

30

836/0

085/1

40

860/0

136/1

50

885/0

188/1

60

910/0

241/1

70

935/0

295/1

80

961/0

350/1

90

986/0

406/1

100

 


5- نتیجه‌گیری

در این مقاله با در نظر گرفتن حضور منابع تولید پراکنده در شبکه، هماهنگی بین رله‌های اضافه‌جریان بررسی شد. با بررسی اثرات این منابع در کاهش یا افزایش زمان عملکرد تجهیزات حفاظتی ریزشبکه، ملاحظه شد رفتار سیستم حفاظتی متناسب با قرارگیری منابع در شبکه متفاوت بوده است؛ بنابراین موضوع مکان نصب منابع ازجمله موارد تأثیرگذار بر سیستم حفاظتی در نظر گرفته شده است. در ادامه با یک الگوریتم جدید، به‌منظور بازیابی هماهنگی حفاظتی در شبکه، منحنی مشخصۀ متفاوت و جدیدی برای رلۀ پشتیبان مطابق با استاندارد ارائه شد. بر اساس این منحنی، در بازه‌های جریانی متفاوت، ضریب Ibase رلۀ پشتیبان به‌صورت خطی، کنترل و مقادیر آن اصلاح می‌شود؛ به ‌گونه‌ای که به‌ازای هرگونه شرایط حضور منابع ازنظر مکان نصب و همچنین میزان تولید آنها در ریزشبکه، سیستم حفاظتی عملکرد مناسبی خواهد داشت. این روش بدون تحمیل‌کردن هزینه‌های اضافی برای شبکه، مشترکین برق و همچنین سرمایه‌گذاران خصوصی منابع تولید پراکنده، به‌خوبی هماهنگی را بازیابی می‌کند. درواقع این روش را می‌توان روی سیستم‌های سنتی در شبکه‌های توزیع، پیاده‌سازی کرد.



[1] تاریخ ارسال مقاله: 15/02/1398

تاریخ پذیرش مقاله: 13/06/1398

نام نویسندۀ مسئول: غضنفر شاهقلیان

نشانی نویسندۀ مسئول: ایران - نجف‌آباد - دانشگاه آزاد اسلامی - واحد نجف‌آباد - دانشکده مهندسی برق



[1] Distributed Generation (DG)

[2] Photovoltaic System (PV)

[3] Over Current (OC)

[4] Main Protection

[5] Backup Protection

[6] Time Multiply Setting

[7] Coordination Time Interval (CTI)

[8] Penetration Level of DG (PL)

[9] Upper Trip Limit (UTL)

[10] Lower Trip Limit (LTL)

 

[1] S. K. G. Manikonda and D. N. Gaonkar, “Comprehensive Review of IDMs in DG Systems,” IET Smart Grid, Vol. 2, No. 1, pp. 11–24, Mar. 2019.

[2] A. Vinayagam, A. A. Alqumsan, K. S. V. Swarna, S. Y. Khoo, and A. Stojcevski, “Intelligent control strategy in the islanded network of a solar PV microgrid,” Electr. Power Syst. Res., Vol. 155, pp. 93–103, Feb. 2018.

[3] R. K. Varma, S. A. Rahman, V. Atodaria, S. Mohan, and T. Vanderheide, “Technique for Fast Detection of Short Circuit Current in PV Distributed Generator,” IEEE Power Energy Technol. Syst. J., Vol. 3, No. 4, pp. 155–165, Dec. 2016.

[4] Y. Tang and R. Ayyanar, “Methodology of Automated Protection Analysis for Large Distribution Feeders With High Penetration of Photovoltaic Systems,” IEEE Power Energy Technol. Syst. J., Vol. 4, No. 1, pp. 1–9, Mar. 2017.

[5] K. Jia, C. Gu, Z. Xuan, L. Li, and Y. Lin, “Fault Characteristics Analysis and Line Protection Design Within a Large-Scale Photovoltaic Power Plant,” IEEE Trans. Smart Grid, Vol. 9, No. 5, pp. 4099–4108, Sep. 2018.

[6] H. Wan, K. K. Li, and K. P. Wong, “An Adaptive Multiagent Approach to Protection Relay Coordination With Distributed Generators in Industrial Power Distribution System,” IEEE Trans. Ind. Appl., Vol. 46, No. 5, pp. 2118–2124, Sep. 2010.

[7] A. Arif, Z. Wang, J. Wang, and C. Chen, “Power Distribution System Outage Management With Co-Optimization of Repairs, Reconfiguration, and DG Dispatch,” IEEE Trans. Smart Grid, Vol. 9, No. 5, pp. 4109–4118, Sep. 2018.

[8] D. Q. Hung, N. Mithulananthan, and K. Y. Lee, “Determining PV Penetration for Distribution Systems With Time-Varying Load Models,” IEEE Trans. Power Syst., Vol. 29, No. 6, pp. 3048–3057, Nov. 2014.

[9] H. K. Jahanger, D. W. P. Thomas, M. Sumner, and C. Rose, “Impact of an inverter-based DG on a double-ended fault location method,” J. Eng., Vol. 2018, No. 15, pp. 1078–1083, Oct. 2018.

[10] A. Sharma and B. K. Panigrahi, “Phase Fault Protection Scheme for Reliable Operation of Microgrids,” IEEE Trans. Ind. Appl., Vol. 54, No. 3, pp. 2646–2655, May 2018.

[11] M. A. Haj-ahmed and M. S. Illindala, “The Influence of Inverter-Based DGs and Their Controllers on Distribution Network Protection,” IEEE Trans. Ind. Appl., Vol. 50, No. 4, pp. 2928–2937, Jul. 2014.

[12] B. Fani, H. Bisheh, and A. Karami-Horestani, “An offline penetration-free protection scheme for PV-dominated distribution systems,” Electr. Power Syst. Res., Vol. 157, pp. 1–9, Apr. 2018.

[13] D. K. Khatod, V. Pant, and J. Sharma, “Evolutionary programming based optimal placement of renewable distributed generators,” IEEE Trans. Power Syst., Vol. 28, No. 2, pp. 683–695, May 2013.

[14] E. Purwar, D. N. Vishwakarma, and S. P. Singh, “A Novel Constraints Reduction-Based Optimal Relay Coordination Method Considering Variable Operational Status of Distribution System With DGs,” IEEE Trans. Smart Grid, Vol. 10, No. 1, pp. 889–898, Jan. 2019.

[15] P. T. Manditereza and R. C. Bansal, “Fault detection and location algorithm for DG-integrated distribution systems,” J. Eng., Vol. 2018, No. 15, pp. 1286–1290, Oct. 2018.

[16] H. Doagou-Mojarrad, G. B. Gharehpetian, H. Rastegar, and J. Olamaei, “Optimal placement and sizing of DG (distributed generation) units in distribution networks by novel hybrid evolutionary algorithm,” Energy, Vol. 54, pp. 129–138, Jun. 2013.

[17] M. M. Shabestary and Y. A.-R. I. Mohamed, “Asymmetrical Ride-Through and Grid Support in Converter-Interfaced DG Units Under Unbalanced Conditions,” IEEE Trans. Ind. Electron., Vol. 66, No. 2, pp. 1130–1141, Feb. 2019.

[18] H. Yazdanpanahi, W. Xu, and Y. W. Li, “A Novel Fault Current Control Scheme to Reduce Synchronous DG’s Impact on Protection Coordination,” IEEE Trans. Power Deliv., Vol. 29, No. 2, pp. 542–551, Apr. 2014.

[19] M. M. Salem, N. I. Elkalashy, Y. Atia, and T. A. Kawady, “Modified Inverter Control of Distributed Generation for Enhanced Relaying Coordination in Distribution Networks,” IEEE Trans. Power Deliv., Vol. 32, No. 1, pp. 78–87, Feb. 2017.

[20] N. El Naily, S. M. Saad, T. Hussein, K. El-Arroudi, and F. A. Mohamed, “On-line adaptive protection scheme to overcome operational variability of DG in smart grid via fuzzy logic and genetic algorithm,” 9th International Renewable Energy Congress (IREC), pp. 1–6, 2018.

[21] H. M. Sharaf, H. H. Zeineldin, and E. El-Saadany, “Protection Coordination for Microgrids With Grid-Connected and Islanded Capabilities Using Communication Assisted Dual Setting Directional Overcurrent Relays,” IEEE Trans. Smart Grid, Vol. 9, No. 1, pp. 143–151, Jan. 2018.

[22] A. E. C. Momesso, W. M. S. Bernardes, and E. N. Asada, “Fuzzy adaptive setting for time-current-voltage based overcurrent relays in distribution systems,” Int. J. Electr. Power Energy Syst., Vol. 108, pp. 135–144, Jun. 2019.

[23] B. Chattopadhyay, M. S. Sachdev, and T. S. Sidhu, “An on-line relay coordination algorithm for adaptive protection using linear programming technique,” IEEE Trans. Power Deliv., Vol. 11, No. 1, pp. 165–173, 1996.

[24] K. A. Wheeler, M. Elsamahy, and S. O. Faried, “A Novel Reclosing Scheme for Mitigation of Distributed Generation Effects on Overcurrent Protection,” IEEE Trans. Power Deliv., Vol. 33, No. 2, pp. 981–991, Apr. 2018.

[25] M. N. Alam, “Adaptive Protection Coordination Scheme using Numerical Directional Overcurrent Relays,” IEEE Trans. Ind. Informatics, pp. 1–1, 2018.

[26] H.-C. Jo and S.-K. Joo, “Superconducting Fault Current Limiter Placement for Power System Protection Using the Minimax Regret Criterion,” IEEE Trans. Appl. Supercond., Vol. 25, No. 3, pp. 1–5, Jun. 2015.

[27] H.-C. Jo and S.-K. Joo, and K. Lee, “Optimal Placement of Superconducting Fault Current Limiters (SFCLs) for Protection of an Electric Power System with Distributed Generations (DGs),” IEEE Trans. Appl. Supercond., Vol. 23, No. 3, Jun. 2013.

[28] IEC 60255-1 Measuring Relays and Protection Equipment - Part 1: Common. IEC BSI, 2009.

F. Hajimohammadi, B. Fani, M. Moazzam, "A New intelligent method of Fuse – Recloser Coordination in a Distribution System with High PV Penetration Rates", Computational Intelligence in Electrical Engineering, Vol. 9, No. 1, pp. 49-64, Winter 2018.