دانلود ترجمه مقاله شناسایی حالت جزیره در سیستم تولید پراکنده توسط فرکانس سوئیچینگ – مجله IEEE

فهرست مطالب:

خلاصه
اصطلاحات
مقدمه
a. روش تشخیص حالت جزیره ای مبتنی بر فرکانس کلید زنی PWM اینورتر
B. توصیف شبکه توزیع قدرت
C. سیستم DG سینگل متصل به گرید
.D مبحث سیستم های چندگانه متصل به شبکه
III.مطالعه در مورد سیستم DG واحد
A. موضوع اختلاف کوچک بین بار مصرفی و توان خروجی DG بعد از حالت جزیره ای
B. موضوع اختلاف بزرگ بین بار مصرفی و توان خروجی DG بعد از حالت جزیره ای
C. SNR
IV. مطالعه در مورد سیستم های DG چندگانه
A. موضوع اختلاف بزرگ بین بار مصرفی و توان خروجی DG بعد از حالت جزیره ای
B. موضوع اختلاف کوچک بین بار مصرفی و توان خروجی DG بعد از حالت جزیره ای
.Dاتصال سیستم های DG دیگر بافرکانس کلیدزنی مشابه بوسیله یک ترانسفورماتور
.Eاتصال بار دیگر
F . اتصال بار غیر خطی حساس
G. پاکسازی خطای اتصال کوتاه
.V نتیجه گیری

بخشی از ترجمه:

.Dاتصال سیستم های DG دیگر بافرکانس کلیدزنی مشابه بوسیله یک ترانسفورماتور
همانطور که قبلااشاره شد روش پیشنهادی تشخیص حالت جزیره ای براساس تخمین امپدانس سیستم با فرکانس های کلیدزنی متفاوت سیستم های چندگانه DG می باشد.
در شکل ۱، امپدانس فیدرهای متصل شده به باس LV، کوچک است به خاطراین که طول آن ها کوتاه است. در مقابل، امپدانس خط توزیع متصل شده به باس MV تقریبا بزرگ است، چرا که طول آن ها معمولا بزرگ است. بنابراین همانطور که در بخش II-C اشاره شده است، ترانسفورماتور و خط توزیع متصل شده به باس MV می توانند با استفاده از ترانسفور ماتور با یک امپدانس زیاد مدل بشود.
سپس، اعوجاج هار مونیک های فرکانس بالا یک سیگنال از DG به به سختی ازترانسفورماتور مدل شده عبور می کند.
در نتیجه فرکانس کلیدزنی مشابه می تواند در سیستم های DG مختلف استفاده شود اگرآن ها بوسیله ترانسفور ماتور از یکدیگر جدا بشوند.
برای مثال سیستم های DG-1 و DG-2 در شکل ۱ زمانی که هردو DG ها با فرکانس کلیدزنی
۱۵ KHz عمل می کنند وارد این موضوع می شوند. این امتحان بوسیله عملکرد بریکر ۳ که نزدیک ۰٫۵ s است انجام میشود که درشکل ۱۴ نشان داده شده است.

.Eاتصال بار دیگر
زمانی که بار، توان های اکتیو و راکتیو زیادی مصرف می کند و ناگهان وارد سیستم می شود، در معرض تصمیم گرفتن برای این افزایش ناگهانی برای عملیات حالت جزیره ای قرار می گیرد چون ولتاژ و فرکانس سیستم مربوطه که بستگی به ارتباط فرکانس سیستم، توان اکتیو و و ولتاژ سیستم و توان راکتیو دارد، تغییر می کند.

از طرف دیگر کاهش ولتاژ و فرکانس سیستم به ترتیب باعث افزایش در توان های اکتیو و راکتبیو می شود. این مورد بوسیله عمل کردن بریکر ۶ که نزدیک ۰٫۵ s است شبیه سازی می شود

شکل۱۵٫ پاسخ های بررسی E (a مقدار ولتاژ (b ولتاژ فاز (c تغییرات امپدانس (d تغییرات سیگنال تریپ

بنابر این بار ۳ که در حال مصرف کردن ۵۰۰ kW و۱۰۰ kVAR است ناگهان به سیستم متصل می شود.
نتایج در شکل های ۱۵(a) و ۱۵(b) مقدار ولتاژ فازی، فاز aرادر ترمینال DG-1 بعد از وقتی که بار ۳ وارد می شود رانشان می دهد.به هر حال روش OUV/OUFحالت جزیره ای را تشخیص می دهد.

F . اتصال بار غیر خطی حساس
تعدادی از بار های غیر خطی از قبیل کوتور القایی به طور عملی در صنعت در حال استفاده می شود.
موتور القایی ویژگی خاصی دارد که جریان های هارمونیکی تولید شده شامل تمام هارمونیک های فرد به جز هارمونیک های ضربانی بوسیله عملکرد ۶ و ۱۲ و یکسو کننده های پالس می شود.

وقتی که این بارهای غیر خطی حساس به یک شبکه برق متصل میشوند، جریان و ولتاژ در PCC
متصل شده به آن ها، تغییر می کند. روش های تشخیص حالت جزیره ای بر اساس ضریب THD می تواند بار های غیر خطی حساس و کیفیت توان را تضعیف کند.

برای این آزمایش، موتور القایی ۴ قطب استفاده می شود. ۶۰Hz، ۲۵۰ kW در ۰٫۵ s و به بار ۴ متصل می شود. در همین زمان، موتور القایی شروع به عمل کردن می کند. سپس تغییر هارمونیک های ولتاژ خروجی درجدول IV داده شده است.
مشاهده می شود که اعوجاجات هارمونیکی برای هارمونیک های واحد بدتر می شود، مقدار THD هم افزایش می یابد. همچنین، مقدار زیاد جریان راه اندازی موتور های القایی ممکن است که یک اختلاف در ولتاژ ایجاد کند که نتیجه آن عدم تشخیص حالت جزیره ای بوسیله روش OUV/OUF می باشد. این رفتار ها در شکل ۱۶ نشان داده اند.

بخشی از مقاله انگلیسی:

I. INTRODUCTION ACCORDING to the increased prices of fossil fuels such as oil and natural gas, it is expected that the electric power industry will undergo considerable and rapid change with respect to its structure, operation, planning, and regulation. Moreover, trends in power system planning and operation are being toward maximum utilization of existing infrastructures with tight operating margins due to the new constraints placed by economical, political, and environmental factors. The distributed generation (DG) system is one of the most possible solutions to deal with the aforementioned problems. The DG is based on the renewable energy sources such as fuel cell, photovoltaic, and wind power, as well as combined heat and power gas turbine, microturbine, etc. The number Manuscript received May 14, 2009; revised May 14, 2009 and November 3, 2009; accepted November 23, 2009. Date of publication May 10, 2010; date of current version September 17, 2010. Paper 2009- PSEC-114.R2, presented at the 2009 Industry Applications Society Annual Meeting, Houston, TX, October 4–۸, and approved for publication in the IEEE TRANSACTIONS ON INDUSTRY APPLICATIONS by the Power Systems Engineering Committee of the IEEE Industry Applications Society. This work was supported by the Human Resources Development Program of the Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning (KETEP) grant funded by the Korea Government Ministry of Knowledge Economy (Grant 2007-P-EPHM-E-08-0000). The authors are with the School of Electrical and Electronic Engineering, Yonsei University, Seoul 120-749, Korea (e-mail: reasonable@yonsei.ac.kr; jungpark@yonsei.ac.kr). Digital Object Identifier 10.1109/TIA.2010.2049727 of DG systems is rapidly increasing, and most of them are connected to a distribution system by supplying power into the network, as well as local loads [1]. An islanding operation occurs when the DG continues supplying power into the network after power from the main utility is interrupted [2], [3]. If the islanding operation occurs, the distribution network becomes out of the utility’s control. It can therefore cause a number of negative impacts on the network and DG itself, such as the safety hazards to utility personnel and the public, the power quality problems, and serious damage to the network and DG unless the main utility power is restored correctly and quickly [1]. Furthermore, the DG system must be also disconnected from the network for its protection by the effective detection method before the recloser starts to operate following by the islanding operation. Two types of islanding detection methods, which are the passive and active methods, have so far been developed. Some representative passive methods detect the islanding operation by monitoring over-/undervoltage (OUV) and over-/ underfrequency (OUF) [4], [5]. The changes of voltage and frequency are caused by the mismatches of active and reactive power, respectively. However, these methods have the nondetection zone (NDZ), where the OUV/OUF-based detection method fails to detect the islanding operation. This NDZ is calculated by setting the threshold values for frequency and amplitude of the voltage [6]. In practice, the rate of change of frequency and vector-shift methods are very commonly used in the U.K. and other European countries [7]. Although these methods are effective in reducing the NDZ, they cannot remove it completely. The other passive methods using voltage unbalance (VU) and total harmonic distortion (THD) might determine the islanding operation even in the NDZ [1]. However, those passive methods still neither overcome the NDZ completely nor operate fast enough, despite using the VU and THD methods. On the other hand, the active method has negative effects on the power system even though it can reduce the NDZ and islanding detection time by injecting harmonics, varying active and reactive powers, or changing grid impedance [3]. In other words, it might cause malfunction in the islanding detection algorithm applied to an inverter-based DG and degrade the voltage stability, power quality, and service reliability [8]. Although the other active methods using supplementary transmitter and receiver have no NDZ, they impose additional costs [9].

دانلود رایگان مقاله انگلیسی

خرید ترجمه فارسی مقاله با فرمت ورد

خرید نسخه پاورپوینت این مقاله جهت ارائه