| عنوان فارسی مقاله: | روشی ساده جهت شناسایی حالت جزیره ای در زون غیر قابل تشخیص ناچیز |
| عنوان انگلیسی مقاله: | A Simple Technique for Islanding Detection With Negligible Non detection Zone |
| دانلود مقاله انگلیسی: | برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf اینجا کلیک نمائید |
| سال انتشار | 2009 |
| تعداد صفحات مقاله انگلیسی | 8 |
| تعداد صفحات ترجمه مقاله | 25 |
| مجله | انتقال قدرت (POWER DELIVERY) |
| دانشگاه | دانشگاه علم و صنعت مصدر، ابو ابوظبی، امارات متحده عربی |
| کلمات کلیدی | تولید نیروی توزیعی (DG)، اینورتر، حالت جزیره ای، فرکانس کم و زیاد، ولتاژ کم و زیاد |
| نشریه | IEEE |
فهرست مطالب:
خلاصه
مقدمه
II – سیستم مورد مطالعه
III روش پیشنهادی تشخیص حالت جزیره ای
IV عملکرد روش پیشنهادی تشخیص حالت جزیره ای در طی شرایط جزیره ای
V اثر تغییرات ولتاژ بر روی روش پیشنهادی شناسایی حالت جزیره ای
VI نتیجه گیری
بخشی از ترجمه:
IV عملکرد روش پیشنهادی تشخیص حالت جزیره ای در طی شرایط جزیره ای
روش پیشنهادی تشخیص حالت جزیره ای روی سیستم نشان داده شده در شکل 1 آزمایش شده است. حالت جزیره ای به وسیله باز شدن بریکر برق در t=3s شبیه سازی شده است. در ابتدا، نتایج در بخش III ارائه شده که به وسیله تنظیم P_ref DG باز بینی شده است. همان طور که در 7 و 8 بیان شده است و ولتاژ سه سطوح بار گذاری که در بخش III ارائه شده را نظارت می کند.
( 129KW, 100KW, 82KW )
شکل 7-9 توان اکتیو و شکل موج ولتاژ به دست آمده با استفاده از شبیه سازی های حوزه زمان در محیط PSCAD/EMTDG برای موارد مختلف نشان می دهد.
برای بار 82kw ، با تنظیم P_ref که در KW100 ثابت شده، ولتاژ تقریبا در مقدار P.u 1/1 ثابت می شود و توان اکتیو بار در KW100 تنظیم می کند.این خروجی مشترک مورد نظر برای DG که با یک مقدار P_ref ثابت عمل می کند، می باشد برای این منظور جایی کهP_ref با افزایش ولتاژ کاهش می یابد (شیب منفی)، ولتاژ و توان اکتیو به ترتیب کمتر از P.u 1/1 و KW100 خواهد شد. این مربوط به نقطه D’ می شود، که در شکل 5 ارائه شده است.
مشاهده می شود که برای یک DG با شیب P-V مثبت، NDZ ، استفاده از روش OVP/UVP کاهش پیدا می کند. از طرف دیگر شیب P-V منفی، NDZ را افزایش می دهد. برای بار KW100 ، ولتاژ و توان در مقدار P.u 1 و KW100 برای منحنی های DG P-V ثابت می شود. این به نقطه E در شکل 4 و نقطه M در شکل 5 مربوط می شود.
روش OVP/UVP قادر به تشخیص حالت جزیره ای بر سه سنا ریو مختلف نمی باشد.
از طرف دیگر، برای KW129 ، ولتاژ در ولتاژ 0.88 P.u با P_ref تنظیم شده در KW100 ، ساکن خواهد شد.
این خروجی مشترک، برای عملیات DG با یک مقدار P_ref ثابت می باشد. برای این منظور، جایی که P_ref با افزایش ولتاژ افزایش می یابد (شیب مثبت)است.
ولتاژ و توان در یک مقدار که به ترتیب کمتر از0.88 P.u و KW100 ، ساکن می شود. این به نقطه G مربوط می شود که در شکل 4 ارئه شده است. برای این منظور جایی که P_ref ، با افزایش ولتاژ کاهش می یابد (شیب منفی)، ولتاژ و توان اکتیو به ترتیب در یک مقدار بزرگتر از0.88 P.u و KW100 ، ساکن می شود. این به نقطه C’ مربوط می شود که در شکل 5 ارائه شده است و در (9) بیان شده است.
شکل 10، توان اکتیو و ولتاژ PCC برای سه شرایط بار گذاری را نشان می دهد. برای سه شرایط بارگذاری، ولتاژ PCCناپایدارمی شود، و حالت جزیره ای می تواند به آسانی با استفاده از OVP/UVP تشخیص داده شود. نتایج نشان می دهد که با تغییر خیلی کوچک در توان اکتیو
KW100 ، DGناپایدار خواهد شد. همچنین طراحی و نظارت کردن بر ولتاژ PCC یک سنجش مناسب برای تشخیص دادن حالت جزیره ای می باشد.
استاندارد های UL1741 مشخص می کند که شرایط حالت جزیره ای باید در حدود 2s برای بار های RLC با ضریب کیفیت Q_f=R√(C⁄L) کمتر از1.8 {5} {10}، تشخیص داده شود.
بارهای RLC با مقدار بالای Q_f ، برای تشخیص حالت جزیره ای مشکل ساز هستند {2} شکل 11 ولتاژ و فرکانسPCC را برای مقادیر مختلف ضریب کیفیت بار نشان می دهد.
روش تشخیص حالت جزیره ای قادر به تشخیص حالت جزیره ای در کمتر از 200ms خواهد بود. به علاوه، موضوع DG چند گانه برای بررسی کارآمدی روش پیشنهادی شناسایی حالت جزیره ای به جزایر با بیشتر از یک DG مورد مطالعه قرار گرفته است.
یک DGاضافی به طور موازی با نمونه اصلی اضافه شده است.بار کل جزیره در حدود KW200 تنظیم شده بود. برای این که دو ظرفیت DG موجود را یکسان کنند. شکل 1-2، ولتاژ PCC با حالت جزیره ای در t=3s را نشان می دهد. مشاهده می شود که زمانی که حالت جزیره ای رخ می دهد، ولتاژ PCCناپایدار می شود و روش OVP/UVP به آسانی می تواند یک حالت جزیره ای را تشخیص دهد. نتایج شبیه سازی نشان می دهد که روش پیشنهادی شناسایی حالت جزیره ای با DG چندگانه در جزیره به درستی عمل خواهد کرد.
بخشی از مقاله انگلیسی:
I. INTRODUCTION I SLANDING is a condition in which a part of the utility system, which contains load and generation, is isolated from the rest of the utility system and continues to operate. An islanding event could occur as a result of a fault on the upstream feeder of a distribution substation which could lead to the operation of the main feeder recloser. The recloser will attempt to close after a certain time interval (usually between 500 ms to 1 s). The islanding detection method should be capable of operating in a timely manner to avoid damages that could result from reclosing on an energized network. There are three main categories for islanding detection methods which include: 1) passive, 2) active, and 3) communication-based methods. Passive methods rely on monitoring a certain parameter and then setting thresholds on the selected parameter. Despite its simplicity and easiness to implement, passive methods suffer from large nondetection zones (NDZs). NDZs could be defined as the loading conditions for which an islanding detection method would fail to operate in a timely manner. Selecting suitable thresholds for passive methods that rely on monitoring THD and voltage unbalance becomes a hard and complex task since these parameters are system Manuscript received March 06, 2008; revised May 19, 2008. Current version published March 25, 2009. This work was supported by the Masdar Institute of Science and Technology. Paper no. TPWRD-00121-2008. H. H. Zeineldin is with the Masdar Institute of Science and Technology, Abu Dhabi, United Arab Emirates (e-mail: hatem@MIT.EDU). J. L. Kirtley, Jr. is with the Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, MA 02139 USA. Digital Object Identifier 10.1109/TPWRD.2009.2013382 dependent [1]. Active methods introduce deliberate changes or disturbances to the connected circuit and then monitor the response to determine an islanding condition [2]. Active methods have smaller NDZ but, on the other hand, can degrade the power quality of the system [2]. In addition, some active methods require the implementation of addition controllers which increases the complexity of the islanding detection method [3]–[5]. Communication-based methods have negligible NDZ but are more expensive than the former methods. A comprehensive survey on the different islanding detection methods could be found in [2] and [6]. In this paper, we aim to develop a new islanding detection technique that would incorporate the advantages of the three islanding detection categories while avoiding their drawbacks. The DG interface control under study is designed to operate at unity power factor and the load is modeled as a constant RLC load. The proposed method relies on designing the DG interface so that the DG maintains stable operation while being grid connected and loses its stability once islanded. A simple and easy to implement method, such as the over/undervoltage and over/underfrequency protection (OVP/UVP and OFP/UFP), is used to detect an islanding condition. The OVP/UVP and OFP/UFP method relies on monitoring the voltage and frequency at the DG interconnection point. Once the magnitude of either one exceeds a prespecified threshold value, an islanding condition is declared and the DG is disconnected. The paper is organized as follows: Section II presents the system and DG interface model under study. Section III presents the proposed islanding detection method. Section IV provides simulation results that highlight the performance of the proposed islanding detection technique. Section V highlights the impacts of system voltage variations on the proposed technique and presents an extension to the proposed islanding detection method. Finally, conclusions are drawn in Section VI. II. SYSTEM UNDER STUDY The system, shown in Fig. 1, consists of a distribution network represented by a source behind impedance, a load represented in terms of R-L-C, and a 100 kW inverter-based DG. The DG interface control model presented in [7] was implemented. The DG is designed to operate as a constant power source by setting the controller’s active and reactive reference values to fixed values. The reactive power reference value is set to zero, thus simulating a unity power factor DG operation. The DG interface has two sets of controllers: 1) for power regulation and 2) for current regulation as shown in Fig. 2
| عنوان فارسی مقاله: | روشی ساده جهت شناسایی حالت جزیره ای در زون غیر قابل تشخیص ناچیز |
| عنوان انگلیسی مقاله: | A Simple Technique for Islanding Detection With Negligible Non detection Zone |
خرید ترجمه فارسی مقاله با فرمت ورد