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

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

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

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

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

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

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

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

2-‏ PMU‏ و‏ سیستم‌‏ اندازه‌گیری‏ گسترده

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

شکل‏ (1):‏ بلوک‏ دیاگرام‏ واحد‏ اندازه‌گیری‏ فازور

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

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

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

‏

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

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

3-‏ طرح‏ مشکل

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

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

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

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

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

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

4-‏ روش‏ پیشنهادی

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

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

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

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

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

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

شکل‏ (3):‏ مدل‏ منطقی‏ الگوریتم‏ پیشنهادی

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5-‏ تعیین‏ آستانه‌ها

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

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

6-‏ شبکه‏ مورد‏ مطالعه

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

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

شکل‏ (6):‏ دیاگرام‏ تک‌خطی‏ شبکه‏ مورد‏ مطالعه

جدول‏ (1):‏ ویژگی‏های‏ شبکه‏ اصلی‏ و‏ ترانس‌ها

جدول‏ (2):‏ ویژگی‏های‏ سیستم‏ بادی

جدول‏ (3):‏ اطلاعات‏ مربوط‏ به‏ خطوط‏ و‏ بارها

7-‏ شبیه‌سازی

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

7-1‏ بررسی‏ شرایط‏ عملکرد‏ جزیره‌ای‏ DG

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

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

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

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

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

7-2‏ بررسی‏ بروز‏ انواع‏ خطا‏ در‏ شبکه

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

7-2-1‏ خطای‏ سه‌فاز

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

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

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

ب)‏ (degree/sec)‏ .

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

ج)‏ (Hz)‏ f.

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

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

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

7-2-2‏ خطای‏ دو‌فاز

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

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

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

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

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

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

7-2-3‏ خطای‏ تک‌فاز

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

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

ب)‏ (degree/sec)‏ .

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

ج)‏ (Hz)‏ f.

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

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

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

7-3‏ سوئیچینگ‏ بانک‌های‏ خازنی

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

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

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

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

ب)‏ (degree/sec)‏ .

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

ج)‏ (Hz)‏ f.

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

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

7-4‏ ورود/ خروج‏ بار‏ متعادل‏ به‏ شبکه

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

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

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

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

ب)‏ (degree/sec)‏ .

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

ج)‏ (Hz)‏ f.

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