تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۱۱

شکل ۴-۸ بلوک دیاگرام کنترلی مبدل سمت شبکه [۶۲]
۴-۴ جبران‌ساز VAR استاتیکی [۴۶] SVC
یک جبران‌ساز VAR استاتیکی (VAR به عنوان ولت‌آمپر راکتیو تعریف شده ‌است)، مجموعه‌ای از دستگاه‌های الکتریکی برای ارائه‌ی سریع توان راکتیو در شبکه‌های انتقال الکتریکی ولتاژ بالا است. SVC ها بخشی از خانواده‌ی سیستم‌های انتقال AC قابل انعطاف، تنظیم ولتاژ، ضریب قدرت، هارمونیک‌ها و پایداری سیستم هستند. برخلاف کندانسور سنکرون که یک ماشین الکتریکی دوار است، جبران‌ساز VAR استاتیکی هیچ بخش محرکی ندارد (به غیر از سوئیچگیرهای داخلی). قبل از به وجود آمدن SVC، جبران‌سازی ضریب قدرت با ماشین‌های دوار بزرگ نظیر کندانسور سنکرون یا بانک‌های خازنی انجام می‌پذیرفت.
SVC یک دستگاه تطبیق امپدانس خودکار است که برای اینکه سیستم را به ضریب قدرت واحد نزدیک‌تر کند، طراحی شده‌ است. SVC ها به دو منظور اصلی استفاده می‌شوند:
برای تنظیم ولتاژ انتقال به سیستم قدرت متصل می‌شوند (SVC انتقال)
برای بهبود کیفیت توان، نزدیک بارهای صنعتی نصب می‌شوند (SVC صنعتی)
در کاربردهای انتقال، از SVC برای تنظیم ولتاژ شبکه استفاده می‌شود. اگر بار راکتیو سیستم قدرت خازنی باشد(پیش‌فاز)، SVC از راکتورهای کنترل‌شده‌ی تریستوری برای مصرف VARها از سیستم و کاهش ولتاژ سیستم استفاده خواهد کرد. تحت شرایط سلفی(پس‌فاز)، بانک‌های خازنی به طور خودکار به مدار می‌آیند. بنابراین ولتاژ سیستم بالاتر می‌رود. با اتصال راکتور کنترل‌شده‌ی تریستوری که به طور پیوسته در حال تغییر است، همراه با یک گام بانک خازنی، نتیجه‌ی نهایی توان به طور پیوسته به صورت پیش‌فاز یا پس‌فاز تغییر می‌کند. در کاربردهای صنعتی، SVC معمولاً نزدیک بارهای بزرگ که به سرعت تغییر می‌کنند، مانند کوره‌های قوس الکتریکی نصب می‌شوند.
۴-۴-۱- اصول کلی
به طور معمول SVC شامل یک یا چند بانک از خازن‌ها یا راکتورهای ثابت یا متغیر است که حداقل یک بانک توسط تریستور روشن می‌شود. عناصری که به طور معمول ممکن است برای ساخت SVC مورد استفاده قرار گیرند، عبارتند از:
راکتور کنترل‌شده‌ی تریستوری(TCR) که راکتور ممکن است هسته‌ی هوایی یا آهنی داشته باشد.
خازن سوئیچ‌شونده با تریستور (TSC)
فیلترهای هارمونیک
راکتورها یا خازن‌های سوئیچ‌شونده‌ی مکانیکی(سوئیچ شدن به وسیله‌ی مدارشکن‌ها)
شکل ۴-۹ پیکره‌بندی یک SVC [60]
با استفاده از مدولاسیون زاویه فاز که به وسیله‌ی تریستورها سوئیچ می‌شوند، راکتور ممکن است به طور متغیر در مدار سوئیچ شده و همچنین به ‌طور پیوسته توان راکتیو به شبکه‌ی الکتریکی نیز تزریق ‌کند (یا جذب ‌کند) [۶۰] .
در این آرایش، کنترل ولتاژ توسط خازن‌ها صورت می‌گیرد. راکتور کنترل‌شده‌ی تریستوری برای کنترل نرم است. کنترل نرم و انعطاف‌پذیرتر می‌تواند با کلیدزنی خازن‌های کنترل‌شده‌ی تریستوری فراهم شود. تریستورها به طور الکترونیکی کنترل‌شده هستند. تریستورها شبیه همه‌ی ادوات نیمه هادی، گرما تولید می‌کنند و به طور معمول از آب مقطر برای سرد کردن آن‌ها استفاده می‌شود. بارهای راکتیو برشگر در مدار، در این روش، هارمونیک‌های زوج ناخواسته تزریق می‌کنند. بنابراین بانک‌های فیلترهای توان بالا معمولاً برای ارائه‌ی شکل موج صاف استفاده می‌شود. از آن‌جا که فیلترها خودشان خازنی هستند، توان راکتیو به شبکه تزریق می‌کنند. آرایش‌های پیچیده‌تری هم وجود دارد که در آن‌ها تنظیم ولتاژ نیاز است. تنظیم ولتاژ به وسیله‌ی کنترل‌کننده‌ی حلقه بسته صورت می‌گیرد. کنترل نظارت راه دور و تنظیم دستی نقطه‌ی تنظیم نیز رایج است.
۴-۴-۲- نحوه‌ی اتصال
به‌ طورکلی جبران‌سازی VAR استاتیک در سطح ولتاژ خط انجام نمی‌گیرد. یک بانک ترانسفورماتورهای کاهنده، ولتاژ انتقال (به عنوان مثال ۲۳۰ کیلوولت) را به سطوح پایین‌تری (مثلاً ۵/۹ کیلولت) کاهش می‌دهند. این مسئله سبب کاهش اندازه و تعداد جبران‌سازهای مورد نیاز SVC می‌شود. در بعضی از جبران‌سازهای VAR استاتیک در کاربردهای صنعتی مانند کوره‌های قوس الکتریکی که ممکن است باسبار ولتاژ متوسط (برای مثال ۳۳ کیلوولت) داشته باشد، امکان دارد به منظور صرفه‌جویی در هزینه‌ی ترانسفورماتور، جبران‌ساز VAR استاتیکی به طور مستقیم به شبکه متصل شود.
۴-۴-۳- مزایای SVC
مزیت اصلی SVCها طرح بسیار ساده‌ی جبران‌سازی به وسیله‌ی کلیدزنی مکانیکی است که تقریباً پاسخ آنی به تغییرات ولتاژ در سیستم می‌دهد. به همین دلیل آن‌ها به منظور به حداکثر رساندن اصلاح توان راکتیو اغلب نزدیک نقطه‌ی صفرشان عمل می‌کنند. این تجهیزات به ‌طور کلی ارزان‌تر، دارای ظرفیت بالاتر، سریع‌تر و قابل اعتمادتر از طرح‌های جبران‌سازی دینامیکی مانند کندانسورهای سنکرون هستند. با این حال، جبران‌کننده‌های VAR استاتیک، گران‌تراز خازن‌های سویچ شونده‌ی مکانیکی هستند.
بسیاری از سیستم‌ها از ترکیبی از این دو فناوری (گاهی اوقات در یک مکان) استفاده می‌کنند؛ به این صورت که از جبران‌کننده‌ی VAR استاتیکی برای ارائه و پشتیبانی از تغییرات سریع و از خازن‌های سوئیچ‌شونده‌ی مکانیکی برای ارائه‌ی VARهای حالت پایدار استفاده می‌شود.
۴-۵ جبران‌ساز سنکرون استاتیکی[۴۷] (STATCOM)
یک جبران‌ساز سنکرون استاتیکی (STATCOM) که به عنوان یک کندانسور سنکرون استاتیکی نیز شناخته می‌شود، دستگاه تنظیم مورد استفاده در شبکه‌های انتقال الکتریکی جریان متناوب است. عملکرد آن براساس مبدل منبع ولتاژ الکترونیک قدرت می‌باشد که می‌تواند یا به عنوان یک منبع و یا چاه توان راکتیو AC در یک شبکه‌ی الکتریکی عمل کند. همچنین اگر به یک منبع توان متصل باشد، می‌تواند توان اکتیو AC تولید کند.
معمولاً STATCOM برای پشتیبانی از شبکه‌های الکتریکی‌ای که ضریب توان ضعیف و اغلب تنطیم ولتاژ ضعیفی نیز دارند، استفاده می‌شود. به هر حال، استفاده‌های دیگری نیز دارد که عمومی‌ترین آن‌ها در ولتاژ است. یک STATCOM ابزاری بر پایه‌ی مبدل منبع ولتاژ (VSC) با منبع ولتاژ پشت یک راکتور است. منبع ولتاژ از یک خازن dc تولید شده که در نتیجه یک STATCOM توانایی توان اکتیو بسیار کوچکی دارد. اما اگر وسیله‌ی ذخیره‌سازی انرژی مناسبی به خازن DC متصل باشد، توانایی توان اکتیو مربوطه می‌تواند افزایش یابد. توان راکتیو در پایانه‌های STATCOM به دامنه‌ی منبع ولتاژ بستگی دارد. به عنوان مثال، اگر ولتاژ پایانه‌ی VSC بیشتر از ولتاژ AC در نقطه‌ی اتصال باشد، STATCOM جریان راکتیو تولید می‌کند؛ به عبارت دیگر وقتی دامنه‌ی ولتاژ از ولتاژ AC کم‌تر است، STATCOM توان راکتیو جذب می‌کند.
۴-۶ مقایسه‌ی STATCOM و SVC
زمان پاسخ STATCOM از SVC کم‌تر است که عمدتاً به دلیل زمان‌های سریع کلیدزنی است که به وسیله‌ی IGBT های مبدل منبع ولتاژ فراهم می‌گردد. STATCOM همچنین در ولتاژهای AC کم، توان راکتیو بهتری نسبت به SVC ارائه می‌دهد؛ زیرا توان راکتیو از یک STATCOM به طور خطی با ولتاژ AC کاهش می‌یابد (به این دلیل که حتی در مقادیر ولتاژ AC کم جریان می‌تواند در مقدار نامی حفظ شود).
از STATCOM می‌توان برای تنظیم ولتاژ و یا اصلاح ضریب توان استفاده کرد و از دیگر کاربردهای رایج آن به‌کارگیری برای حفظ پایداری ولتاژ است. مزیت آن نسبت به SVC در داشتن منحنی مشخصه‌های بهتر است. هنگامی که ولتاژ شبکه به قدری افت می‌کند که STATCOM باید با حداکثر ظرفیت خود کار کند، توان راکتیو تولیدی آن بر اثر افت ولتاژ کاهش نمی‌یابد. می‌توان گفت در ولتاژهای پایین‌تر از حد معمول، STATCOM مشخصه‌ای جریان-ثابت را از خود نشان می‌دهد. اما در SVCها قدرت راکتیو تولید با توان دوم ولتاژ رابطه‌ی مستقیم دارد. بنابراین هنگام افت ولتاژ، توان راکتیو تولیدی آن متناسب با افت ولتاژ به شدت افت خواهد کرد و در نتیجه پایداری کاهش می‌یابد. علاوه براین، سرعت پاسخ STATCOM سریع‌تر از SVC است و هارمونیک کم‌تری انتشار می‌دهد. از سوی یگر، STATCOM‌ها به طور معمول تلفات بیشتری دارند و ممکن است گران‌تراز SVC ها باشند.
۴-۷ بلوک دیاگرام‌های شبیه‌سازی‌ها در نرم‌افزار DIgSILENT
۴-۷-۱- بلوک دیاگرام‌های شبیه‌سازی DFIG در DIgSILENT
شکل ۴-۱۰ بلوک دیاگرام کنترل‌کننده زاویه‌ی پره
شکل ۴-۱۱ کنترل‌کننده‌ی سمت روتور
شکل ۴-۱۲ طرح کامل DFIG
۴-۷-۲- بلوک دیاگرام‌های شبیه سازی STATCOM در DIgSILENT
شکل ۴-۱۳ شبیه‌سازی بخش کنترلی STATCOM(1)
شکل ۴- ۱۴ شبیه‌سازی بخش کنترلیSTATCOM (2)
۴-۸ جمع‌بندی
توسعه بیش از پیش نیروگاه‌های بادی در جهان و به‌ویژه درکشورمان، همچنین اهمیت استفاده‌ی وسیع از ادوات الکترونیک قدرت و بکارگیری ژنراتورهای القایی به‌علت سادگی و ارزانی آن‌ها، میزان توان راکتیوی که این ژنراتورها از شبکه جذب می‌کنند اگر از میزان قدرت اکتیوی که تولید می‌نمایند بیش‌تر باشد، ممکن است شبکه را از لحاظ شرایط تنظیم ولتاژ ضعیف کند. برای جبران این مسئله بایستی توان راکتیو مورد نیاز هر ژنراتور به طور محلی جبران شود.

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۱۰

که ωbase و Tbase به ترتیب سرعت پایه و شتاب پایه هستند. معادلات مکانیکی به شکل رابطه‌ی (۴-۱۶) نوشته می‌شود:
(۴-۱۶) = (Tm – Te)
تمامی مقادیر به پریونیت هستند.
۴-۳-۲- شماتیک کنترل و مدارهای سیتم DFIG
در این بخش، مدارهای الکترونیک قدرت استفاده شده در سیستم تبدیل انرژی باد DFIG شرح داده شده و شمای کنترلی مربوطه ارائه شده است.
۴-۳-۲-۱- طرح کنترلی DFIG
در این بخش سیتم‌های کنترل شامل طرح‌های کنترل الکتریکی و مکانیکی برای DFIG ارائه شده ‌است. کنترل الکتریکی با کنترل مبدل‌های پشت به پشت PWM انجام می‌شود؛ در حالی‌که کنترل مکانیکی برای رسیدن به توان مکانیکی مطلوب برای توربین بادی از طریق وزش باد طراحی می‌شود.
۴-۳-۲-۲- طرح کنترل مبدل‌های PWM پشت به پشت
در این بخش جزئیات طرح کنترل برای مبدل‌های سمت روتور و سمت شبکه برای مبدل‌های PWM پشت به پشت ارائه شده است. این طرح‌های کنترلی از روش کنترل برداری استفاده می‌کنند. هدف از کنترل مبدل سمت شبکه (GSC)، تنظیم ولتاژ شین DC و کنترل شارش توان راکتیو بین روتور و شبکه است. کنترل‌کننده مبدل سمت روتور (RSC)، برای تنظیم سرعت روتور و توان راکتیو استاتور استفاده می‌شود.
۴-۳-۲-۳- کنترل مبدل سمت روتور
در تبدیل dq0، اگر محور d مرجع انتخاب شود، فریم با بردار شار پیوندی استاتور تنظیم می‌شود و مولفه‌ی q شار پیوندی استاتور صفر خواهد شد. با توجه به مطالب گفته شده در بخش قبل، ملاحظه می‌شود که سرعت روتور (ωr) و توان راکتیو استاتور(Qs) می‌توانند به ترتیب با استفاده از مولفه‌ی q روتور (iqr) و مولفه‌ی d جریان روتور(idr) کنترل شوند. به عبارت دیگر، مقدار مرجع برای سرعت روتور (ωr,ref) توان راکتیو استاتور (Qref) به ترتیب می‌توانند با استفاده از مقادیر مرجع برای مولفه‌ی q جریان روتور و مولفه‌ی d جریان روتور محاسبه شوند. iqr و idr می‌توانند به ترتیب می‌توانند برای به دست آوردن vdr1 و vqr1 محاسبه شوند.
دیاگرام بلوکی کنترلی مبدل سمت روتور در شکل ۴-۶ نمایش داده شده است.
شکل ۴-۶ طرح کنترلی مبدل سمت روتور [۶۲]
۴-۳-۲-۴- کنترل مبدل سمت شبکه
همان‌طور که قبلاً اشاره شد، هدف از کنترل‌کننده‌ی سمت شبکه، تثبیت ولتاژ شین DC و کنترل توان راکتیو شارش یافته بین روتور و شبکه است.
شکل ۴-۷ مدل کنترل سمت شبکه [۶۲]
توان اکتیو و راکتیو شارش یافته از شبکه به مدار روتور می‌تواند با استفاده از مولفه‌های dq0 به صورت (۴-۱۷) الی (۴-۱۸) نوشته شود:
(۴-۱۷) Pg = (vdl idg + vql iqg)
(۴-۱۸) Qg = (vql idg – vdl iqg)
که vdl و vql به ترتیب نشان دهنده‌ی مولفه‌ی d و q ولتاژ شبکه و idg و iqg نیز به ترتیب نشان دهنده‌ی مولفه‌ی d و q جریان ورودی GSC هستند. اگر محور d دستگاه dq با مکان ولتاژ استاتور تنظیم شود، مولفه‌ی q ولتاژ استاتور مساوی صفر می‌شود و مولفه‌ی d ولتاژ استاتور vdl ثابت است. بنابراین توان راکتیو با idq بر طبق معادلات زیر کنترل می‌گردد:
(۴-۱۹) Qg= – vdl . idl
با صرفنظر از افت توان کم کلیدزنی که بسیار اندک است، Pg می‌تواند به این صورت محاسبه شود:
(۴-۲۰) Pg= Eios
با استفاده از معادلات (۴-۱۷) و (۴-۱۸) معادله‌ی (۴-۲۱) به‌دست می‌آید:
(۴-۲۱) Eios = vdl . idl
که vdl نشان دهنده‌ی مولفه‌ی d ولتاژ مبدل طرف شبکه است.
با صرفنظر از هارمونیک‌ها در عمل کلیدزنی، می‌توان معادلات زیر را برای مدار مبدل سمت روتور نوشت:
(۴-۲۲) vdl = E
طبق معادلات (۳٫۱۵) و (۳٫۱۶)، ios می‌تواند با استفاده از idg کنترل شود:
(۴-۲۳) ios = idg
رابطه‌ی بین E و ios می‌تواند به شکل زیر تعریف شود:
(۴-۲۴) C = ios – ior
که mg نشان دهنده‌ی شاخص مدولاسیون برای مبدل سمت شبکه می‌باشد.معادله (۴-۲۴) بیان می‌کند که ولتاژ لینک dc می‌تواند با idg کنترل شود.
در گام بعد هدف استخراج مقادیر مولفه‌های d و q مبدل سمت شبکه (vql1 , vdl1) را است. برای این منظور معادلات زیر می‌تواند استفاده شود:
(۴-۲۵) vdl1 = vdl – Ridg – Lg + Lgiqg
(۴-۲۶) vdl1 = vdl – Ridg – Lg + Lgiqg
کنترل‌کننده‌ی PI را می‌توان برای کنترل مقادیر vdl1 و vql1 با استفاده از idg و iqg مورد استفاده قرار داد. بلوک ‌دیاگرام کلی برای مبدل سمت شبکه در شکل زیر نشان داده شده‌است؛ که مقدار مرجع توان راکتیو از شبکه به مبدل جریان یافته و از مقدار مرجع ولتاژ لینک dc برای محاسبه‌ی مولفه‌های d و q ولتاژ مبدل سمت شبکه استفاده می‌شود.

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۹

۴-۳-۱ ژنراتور القایی دو سو تغذیه
در این بخش به طور مفصل به مدل ریاضی DFIG که در این پایان نامه شبیه‌سازی شده است پرداخته می‌شود.
۴-۳-۱-۱- مدل ریاضی DFIG
در این بخش یک مدل مکانیکی برای DFIG ارائه داده می‌شود. یک ماشین سه فاز دارای یک استاتور و یک روتور است. سیم‌پیچی‌های هر فاز استاتور و روتور دارای ساختار سیم‌پیچی توزیع‌شده هستند. ولتاژ ac متعادل در استاتور، جریانی در سیم‌پیچی‌های روتور القا می‌کند. طرح کلی از سطح مقطع یک ماشین القایی در شکل ۴-۳ نشان داده شده ‌است. اگرچه حلقه‌ها، توزیع شده هستند ولی برای سادگی متحدالمرکز نشان داده شده‌اند. حروف r و s معرف سیم‌پیچی‌های روتور و استاتور هستند. حروف a، b و c سیم‌پیچی‌های سه‌فاز را نشان می‌دهند.
شکل ۴-۳ سطح مقطع یک ماشین القایی [۶۲]
برای به دست آوردن مدل ریاضی استاتور و روتور به تبدیل dq0 نیاز خواهیم داشت که به صورت زیر است:
(۴-۱) =
(۴-۲) =
شکل۴-۴ دستگاه مرجع dq0
در مورد DFIG ، هم استاتور و هم روتور، سه توزیع سیم‌پیچی سینوسی مربوط به سه فاز با اختلاف زاویه‌ی ۱۲۰ درجه دارند. روتور از طریق مبدل‌ها و یک لینک DC به شبکه متصل است. شمای چنین سیستمی در شکل ۴-۵ نشان‌ داده شده‌ است. اندازه مبدل‌ها به مقدار توان شارش یافته بین روتور و شبکه محدود می‌شود.
شکل ۴-۵ DFIG با مبدل‌ها [۶۳]
۴-۳-۱-۲- معادلات الکتریکی
معادلات الکتریکی برای DFIG به راحتی در دستگاه مرجع dq در چرخش در سرعت سنکرون نشان داده می‌شوند
(۴-۳) = -Rs +
(۴-۴) = -Rr + s
(۴-۵) = –
(۴-۶) = –
که d و q به معنی مولفه‌های طولی و عرضی هستند. پارامتر‌های v، i، R، X و ψ به ترتیب معرف ولتاژ، جریان، مقاومت، راکتانس و شار پیوندی در هر ثانیه هستند. به همین ترتیب s و r به معنی مقادیر استاتور و روتور هستند و m برای راکتانس متقابل استفاده می‌شود. پارامتر‌های ωs و s نشان‌دهنده‌ی سرعت سنکرون و لغزش هستند.
جایگزینی ترکیبی مناسب به صورت زیر استفاده می‌شود. برای هر مقدار بردار fdq دو عنصر می‌توانند یک مقدار ترکیبی fdq مرتبط شوند.
(۴-۷) fdq = → fd +j fq = fdq
همین روش معمولاً برای نرمالیزه کردن تمامی مقادیر الکتریکی سیستم پریونت استفاده می‌شود. معادلات (۴-۳)، (۴-۴)، (۴-۵) و (۴-۶) به صورت زیر نوشته می‌شوند.
(۴-۸) vdqs = -Rs idqs + + j ψdqs
(۴-۹) vdqr = -Rr idqr + + j ψdqr
(۴-۱۰) ψdqs = – Xs idqs – Xm idqr
(۴-۱۱) ψdqr = – Xr idqr – Xm idqs
همه مقادیر به پریونیت هستند.
۴-۳-۱-۳- معادلات ماشین
دینامیک محور ژنراتور مربوط به سرعت روتور و گشتاور الکترومغناطیسی به صورت رابطه‌ی (۴-۱۲) است:
(۴-۱۲) j = Tm – Te
که J اینرسی ماشین، Tm گشتاور مکانیکی و Te گشتاور الکترومغناطیسی است. گشتاور مکانیکی Tm به توان مکانیکی Pm گرفته شده از باد مربوط است و روی محور توربین در دسترس است:
(۴-۱۲) Tm = = – Pm
که ωr سرعت الکتریکی روتور و p تعداد جفت قطب‌هاست. توان اکتیو الکتریکی به صورت رابطه‌ی (۴-۱۳) نوشته می‌شود:
(۴-۱۳) Pe = ψqr idr – ψdr iqr = ψds iqs – ψqs ids
گشتاور الکترومغناطیسی می‌تواند به صورت رابطه‌ی (۴-۱۴) نوشته شود:
(۴-۱۴) Te = Pe
تعریف ثابت زمانی شتاب به صورت رابطه‌ی (۴-۱۵) است:
(۴-۱۵) Tag =

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۸

Gamesa
Alstom
Accina
Windpower
Suzlon
Bard
Kenersys

کنترل توان راکتیو و ولتاژ و پایداری هنگام خطا

۵۵%

نوع D
سرعت متغیر به وسیله‌ی مبدل فرکانسی تمام مقیاس

در این نوع هم از دنده در سیستم مکانیکی استفاده شده و هم در برخی کاربردها دنده حذف شده است. در کاربرد بدون دنده از ژنراتور با سرعت پایین استفاده می‌شود. در این نوع استاتور به وسیله‌ی مبدل تمام فرکانسی به شبکه متصل است. این توربین کاملاً مستقل از شبکه عمل کرده و محدوده‌ی وسیعی از تعییرات سرعت را گسترش می‌دهد.

Enercon
MEG
GE
Winwind
Siemens
Leitner
Mtorres
Lagerwey

کنترل توان‌های اکتیو و راکتیو، کنترل ولتاژ، پایداری هنگام خطا

۲۵%

توربینهای بادی سرعت ثابت مزایایی از قبیل سادگی، قابلیت اطمینان بالا و هزینه ساخت و بهرهبرداری پایین دارند. عیب عمده‌ی آنها پایین بودن بازدهی به علت کارکرد در سرعت تقریبا ثابت در سرعتهای مختلف باد است. جهت رفع این مشکل، توربینهای بادی سرعت متغیر طراحی شدهاند که با تنظیم سرعت چرخش رتور در سرعتهای مختلف باد، بیشترین توان ممکن را در یک محدوده‌ی مشخص از باد جذب میکنند. دو نوع پرکاربرد این توربینها، توربینهای بادی دارای مبدل با ظرفیت کامل و توربینهای بادی دارای ژنراتور القایی دو تحریکه (DFIG) هستند. رایج ترین نوع توربین نصب شده در سالهای اخیر، نوع سرعت متغیر دارای DFIG است. این ژنراتور به دلیل کارکرد سرعت متغیر بازدهی خوبی داشته و در ضمن، توان مبدل الکترونیک قدرت به کار رفته در آن حدود ۴۰ درصد توان ژنراتور است.
DFIG دارای مزایای زیر است:
کارکرد سرعت متغیر در فرکانس ثابت شبکه که منجر به افزایش بازدهی توربین میشود؛
بهرهگیری از مبدل الکترونیک قدرت دارای ظرفیت کسری که باعث اقتصادی بودن سیستم میگردد؛
قابلیت کنترل توان راکتیو در حالتهای پسفازی و پیشفازی بنا به نیاز شبکه.
با توجه به مطالب فوق فناوری توربینی که در این پایان‌نامه مورد استفاده قرار گرفته است از نوع C است که مبنی بر فناوری جدید بوده و هم مزایای قابل توجهی در مقایسه با انواع دیگر دارد. همچنین حدود ۵۵ درصد از سهم بازار را به خود اختصاص داده است که نشانی دیگر از مزایای این توربین است. ژنراتور به‌کار گرفته ‌شده در ساختار C از نوع ژنراتور القایی از دو سو تغذیه (DFIG) است.
۴-۳ توربین بادی DFIG
در قسمت‌های قبلی انواع ساختارهای توربین‌های نصب شده در جهان معرفی شد. این تعریف تنها ساختار کلی آن‌ها را شامل می‌شود که هر کدام به صورت جزئی هم می‌تواند بررسی شود. در این بخش به بررسی ساختار توربین بادی DFIG به شکل دقیق‌تر پرداخته می‌شود. شمای کلی یک توربین بادی در شکل ۴-۲ رسم شده است.
شکل ۴-۲ ساختار الکتریکی و کنترلی یک توربین بادی DFIG
بخش مکانیکی توربین که بیشتر دیده می‌شود شامل پایه‌ی عمودی، پره‌ها و سیستم تغییر گام پره‌هاست. بحث مربوط به بخش مکانیکی توربین خارج از حوصله‌ی این پایان‌نامه است و تنها فرض می‌شود توان باد با سرعتی مشخص به محور DFIG داده می‌شود.

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۷

نوع سیستم

توضیحات

تولیدکنندگان

توانایی در طرح‌های قدرت

سهم بازار

نوع A
سرعت ثابت
(یک یا دو سرعته)

در دهه‌ی هشتاد میلادی معرفی شده و به شکل گسترده مورد بهره‌برداری قرار گرفت. اساس آن استفاده از یک ژنراتور آسنکرون قفسه سنجابی است. روتور آن به وسیله‌ی توربین به حرکت در می‌آید و استاتور آن مستقیماً به شبکه متصل است. سرعت چرخش آن ۱ تا ۲ درصد می‌تواند تغییر داشته باشد که در برابر دیگر انواع می‌توان گفت سرعت ثابت است. در دو شکل تک سرعته و دو سرعته وجود دارد.

Suzlon
Nordex
Siemens
Bonus
Ecotecnia

کنترل ولتاژ
کنترل توان راکتیو

۱۵%

نوع B
سرعت‌های متغیر اما محدود

در دهه‌ی هشتاد و نود توسط شرکت Vestas استفاده شد که مجهز به ژنراتورهای آسنکرون به همراه روتور سیم‌پیچی شده بودند. تجهیزات الکترونیک قدرت برای تغییر مقاومت سیم‌پیچی روتور استفاده شد که به ژنراتور این امکان را می‌داد سرعت را به اندازه‌ی ۱۰ درصد هنگام تغییرات سرعت باد تغییر دهد تا توان در بازده‌ی بالاتری جذب شده و بار مکانیکی کاهش یابد. این نوع توربین‌ها مجهز به سیستم کنترل زاویه‌ی پره‌ی اکتیو هستند.

Vestas

کنترل ولتاژ (کیفیت توان)

۵%

نوع C
بهبود در تغییرات سرعت به وسیله‌ی DFIG

نوع C مزایای نوع B را به همراه استفاده از ادوات الکترونیک قدرت دارد. ژنراتور القایی استفاده شده در آن روتور سیم‌پیچی شده است که به وسیله‌ی یک مبدل پشت به پشت به شبکه متصل است. این ساختار سیستم تحریک ژنراتور را قابل کنترل ساخته و آن را قادر می‌سازد تا فرکانس مکانیکی روتور و الکتریکی از یکدیگر مستقل باشند. بکارگیری ادوات الکترونیک امکان کنترل توان‌های اکتیو و راکتیو و کنترل ولتاژ را به وجود می‌آورد. در این روش سرعت چرخش توربین می‌تواند تا ۴۰ درصد سرعت نامی تغییر داشته باشد.

GE
Repower
Vestas
Nordex

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۶

در رابطه‌ی (۳-۱۸) مقدار ثابتی است که علامت آن به علامت وابسته است که در رابطه‌ی (۳-۱۹) بیان شده است.
(۳-۱۹)
در رابطه‌ی (۳-۱۹) مشهود است که اگر فرکانس سیستم با فرکانس نامی تفاوت داشته باشد، مقدار غیر صفر خوهد بود. بنابراین حتی در شرایط عادی (اتصال به شبکه سراسری) در هنگامی که فرکانس شبکه با مقدار نامی مربوطه فاصله داشته باشد، همواره مقداری اختلاف فاز به دلیل اعمال روشAPS بین جریان و ولتاژ وجود خواهد داشت که این امر سبب می‌گردد این روش در کاربرهای کنترل ولتاژ شبکه و یا کارکرد در زاویه توان واحد غیرقابل استفاده باشد.
۳-۲-۳-روش‌های ترکیبی
روش‌های غیرفعال آشکارسازی حالت جزیره‌ای در شرایط توازن تولید و مصرف با مشکل روبرو هستند و روش‌های فعال مسائل کیفیت توان ایجاد می‌کنند. هدف از پیشنهاد روش‌های ترکیبی ارائه روشی است که دارای قابلیت اطمینان بالاتری نسبت به روش‌های غیرفعال بوده و در مقایسه با روش‌های فعال، کیفیت توان سیستم توزیع را کمتر تحت شعاع قرار دهد. در این روش‌ها در ابتدا پارامتر روش غیرفعال مورد ارزیابی قرار گرفته و در صورت تشخیص احتمال وقوع حالت جزیره‌ای، روش فعال وارد عمل می‌شود. عیبی که در این روش‌ها وجود دارد سرعت پایین آن‌ها در مقایسه با روش‌های غیرفعال و فعال است. در این بخش برای نمونه به معرفی دو روش از این دسته می‌پردازیم.
۳-۲-۳-۱-نامتعادلی ولتاژ و فیدبک مثبت فرکانس
درسیستم توزیع همواره بارهای نامتعادل حضور دارند؛ اما اتصال سسیستم به شبکه سراسری مانع از افزایش بیش از حد نامتعادلی ولتاژ در شبکه می‌شود. میزان نامتعادلی ولتاژ به تنهایی یکی از پارامترهای غیرفعال تشخیص حالت جزیره‌ای به شمار می‌آید که در [۵۷] این پارامتر در یک روش آشکارسازی ترکیبی مورد استفاده قرار گرفته است. میزان نامتعادلی ولتاژ که به وسیله‌ی رابطه‌ی (۳-۲۰ )تعریف می‌شود، همواره نظارت می‌گردد.
(۳-۲۰) VU =
در رابطه‌ی (۳-۲۰) V+seq و V-seq به ترتیب مؤلفه‌های توالی مثبت و منفی ولتاژ هستند. رخدادهای مختلفی از جمله تغییر بار، جزیره‌ای شده و عمل کلیدزنی در شبکه موجب افزایش این پارامترها خواهد شد و در صورت افزایش مقدار آن دسته از آستانه‌ی از پیش تعیین شده، روش فعال آشکارسازی که فیدبک مثبت فرکانس است، آغاز خواهد شد. در صورت وقوع حالت جزیره‌ای در سیستم، اعمال این روش، فرکانس را با سرعت بالایی از ناحیه مجاز دور کرده و حفاظت افت/افزایش فرکانس،DG را از شبکه جدا خواهد کرد.
۳-۲-۳-۲-تغییرات ولتاژ و جابجایی مرجع توان راکتیو
در این روش طی بازه زمانی مشخصی میزان تغییرات ولتاژ به وسیله محاسبه کواریانس از طریق رابطه ( ۳-۲۱) به دست می‌آید.
(۳-۲۱)
در رابطه‌ی (۳-۲۱) V1 و V2 به ترتیب مقادیر ولتاژ ۴ سیکل پی‌در‌پی و ۴ سیکل قبلی نمونه برداری شده در پایانه‌ی DG و V1 و V2 مقادیر میانگین در ۴ سیکل اخیر و قبلی است. در صورت فراتر رفتن پارامتر تعریف شده از مقدار آستانه، روش فعال جابجایی مرجع توان راکتیو فعال شده و مقدار مرجع توان راکتیو را که متناظر با تغییر جریان محور d است به اندازه رابطه‌ی (۳-۲۲) تغییر می‌دهد.
(۳-۲۲) ) ( =
با توجه به اینکه تغییرات ولتاژ و توان راکتیو در ارتباط مستقیم با یکدیگر هستند، بر اساس رابطه‌ی (۳-۲۲) می‌توان به این نکته پی‌ برد که تغییر مرجع توان راکتیو به شکل فیدبک مثبت عمل می‌کند؛ زیرا در صورت کاهش ولتاژ نسبت مقدار میانگین ۴ سیکل قبلی آن، مرجع توان راکتیو را کاهش می‌دهد که موجب کاهش سریع‌تر مقدار ولتاژ شده و حفاظت افت / افزایش ولتاژ، DG را به سرعت از شبکه جدا خواهد کرد [۵۸].
۳-۲-۴- روش‌های راه‌دور
روش‌های راه‌دور بر اساس ارتباط بین مرکز کنترل و واحد DG استوار هستند. در پست‌های توزیع وضعیت کلید‌های قدرتی که می‌توانند حالت جزیره‌ای ایجاد کنند همواره نظارت شده و هرگاه یکی از آن‌ها باز شود سیگنال قطع به واحد DG فرستاده خواهد شد. استفاده از سیستم‌های کنترل نظارتی و جمع‌آوری داده‌ها[۴۰] ( SCADA) انتخابی مناسب برای نظارت بر شبکه است. برای ارسال سیگنال قطع، نیاز به یک کانال ارتباطی داریم که در اکثر موارد گران و دارای پیچیدگی نصب و راه‌اندازی و اغلب غیراقتصادی است. استفاده از کانال ارتباطی می‌تواند با ارتباط از طریق خط قدرتPLC [۴۱] جایگزین شود که در این صورت هزینه‌های کانال ارتباطی از بین می‌رود. در این روش موجی را بر حامل ولتاژ سوار کرده که وظیفه کنترل سیگنال قطع را برعهده دارد. این سیگنال به وسیله‌ی یک حسگر در مکانی کهDG متصل است دریافت می‌شود. بازشدن کلید قدرت نه تنها منجر به قطع شدن جریان بار شده، بلکه سیگنال کنترل را نیز قطع خواهد کرد. دریافت نشدن سیگنال کنترل به وسیله حسگر در مکان نصب شده DG معادل با باز شدن کلید قدرت اصلی و جزیره‌ای شدن شبکه است که در ادامه DG از شبکه جدا می‌شود. در [۳۳] استفاده از روش انتقال سیگنال از طریق[۴۲] PLC به عنوان روشی با قابلیت اطمینان بالا و انتخابی مناسب معرفی شده است. با این وجود، آزمایشات میدانی برای بررسی قابلیت پیاده‌سازی این روش مورد نیاز است. امروزه برای مقابله با موانع موجود در برابر اتصالDG به سیستم توزیع، نیاز به روش‌های آشکارسازی جزیره با قابلیت اطمینان بالا و کارایی مناسب به شدت احساس می‌شود.
۳-۳- جمع‌بندی
با توجه به حساسیت مسئله جزیره‌ای شدن در سیستم توزیع شامل DG، روش‌هایی با قابلیت اطمینان بالا و سرعت عمل مناسب به شدت مورد نیاز است. روش‌های غیرفعال بدون اعمال اغتشاش به سیستم با ارزیابی پارامترهای محلی، وقوع حالت جزیره‌ای را شناسایی می‌کنند. عیب این روش‌ها امکان شکست آن‌ها و یا صرف مدت زمان زیاد برای آشکارسازی در هنگام تعادل مناسب بین تولید DG و مصرف بار است. برای غلبه بر این مشکل، در روش‌های فعال اغتشاش کوچکی به سیستم اعمال می‌شود تا در هنگام جزیره‌ای شدن سیستم تغیییرات پارامتر‌های محلی بسیار وسیع‌تر باشند. اعمال اغتشاش به سیستم ایجاد مسائل کیفیت توان می‌کند؛ اما این روش‌ها دارای قابلیت اطمینان بالاتری نسبت به روش‌های غیرفعال هستند. برای کمتر کردن اثرات منفی اعمال اغتشاش در روش‌های فعال، روش‌های ترکیبی که حاصل تلفیق دو روش فعال و غیرفعال هستند ارائه شده است. در روش‌های ترکیبی، در مرحله اول بدون اعمال اغتشاش، پارامترهای محلی ارزیابی شده و در صورت تشخیص احتمال جزیره‌ای شدن سیستم، اغتشاش به سیستم اعمال شده و مجدداً پارامترهای محلی ارزیابی می‌شوند. در صورت جزیره‌ای بودن سیستم، به دلیل اعمال اغتشاش پارامترها تغییرات وسیعی داشته و وقوع حالت جزیره‌ای آشکار خواهد شد. از معایب روش‌های ترکیبی، سرعت عمل پایین آن‌ها در مقایسه با روش‌های غیرفعال و فعال است. روش‌های راه‌دور برای آشکارسازی از ارتباط مخابراتی استفاده می‌کنند که دارای پیچیدگی نصب و راه‌اندازی است. این روش‌ها قابلیت اطمینان بالایی داشته ولی از لحاظ اقتصادی به صرفه نیستند.
فصل چهارم
توربین‌های بادی ژنراتور القایی از دو سو تغذیه (DFIG) و ادوات جبران‌ساز SVC و STATCOM
۴-۱ مقدمه
انرژی باد از حدود ۳۰۰۰ سال پیش مورد توجه و استفاده بوده است. تا اواخر قرن بیستم از انرژی باد به منظور تامین نیروی مکانیکی مورد نیاز آسیاب‌های بادی استفاده می‌شد. اما با پیشرفت صنعت، ماشین‌های سوخت فسیلی یا انرژی الکتریکی شبکه به عنوان منابع انرژی پایدار جایگزین این منبع نوسانی شدند. به هر حال با افزایش ناگهانی قیمت نفت در دهه‌ی هفتاد، مجدداً توجهات به سوی این منبع انرژی پاک جلب شد. این‌بار تمرکز اصلی استفاده از انرژی باد، بر تولید انرژی الکتریکی از باد بود نه استفاده‌ی مستقیم از انرژی مکانیکی آن.
اولین توربین بادی برای تولید انرژی الکتریکی در اوایل قرن بیستم مورد بهره‌برداری قرار گرفت. این فناوری تولید انرژی الکتریکی از دهه‌ی هفتاد میلادی در حال گسترش می‌باشد. از اواخر دهه‌ی نود میلادی انرژی باد، به عنوان یکی از مهم‌ترین انرژی‌های تجدیدپذیر مورد توجه قرار گرفت. در دهه‌ی آخر قرن بیستم استفاده از انرژی باد در جهان تقریباً هر سه سال، دو برابر شده است. قیمت انرژی الکتریکی تولیدی از انرژی باد حدود یک ششم آن در دهه‌ی هشتاد رسیده است که انتظار می‌رود این روند همچنان ادامه داشته باشد ]۵۹[.
امروزه استفاده از انرژی باد برای تولید انرژی الکتریکی به طور جدی و به سرعت در حال رشد است. مزارع بادی بسیاری در سرتاسر جهان وجود دارد و هر سال بر تعدادشان افزوده می‌گردد. یک مزرعه‌ی بادی[۴۳] یا پارک بادی، گروهی از توربین‌های بادی هستند که در همان مکان تولید انرژی مورد استفاده قرار می‌گیرد. یک مزرعه‌ی بادی بزرگ ممکن است از چند صد توربین بادی تشکیل شده باشد و یک منطقه‌ی گسترده‌ی چند صد کیلومتر مربعی را در بر گیرد. البته از زمین بین توربین‌ها می‌توان برای کشاورزی یا مقاصد دیگر استفاده کرد. شکل ۴-۱ یک نمونه از این استفاده را نشان ‌می‌دهد.
شکل ۴-۱ استفاده از زمین بین توربین‌های بادی برای کشاورزی
مزرعه‌ی بادی همچنین می‌تواند دور از از خشکی در دریا قرار گرفته باشد.
بسیاری از بزرگترین مزارع بادی خشکی فعال در ایالات متحده‌ی آمریکا و چین واقع شده‌اند. به عنوان مثال، مزرعه‌ی بادی گانسو[۴۴] با ظرفیت توان ۵۰۰۰ مگاوات و هدف ۲۰۰۰۰ مگاوات در سال ۲۰۲۰ در چین قرار دارد. مرکز انرژی بادی آلفا[۴۵] در کالیفرنیا بزرگ‌ترین مزرعه‌ی بادی خشکی خارج از چین با ظرفیت ۱۰۲۰ مگاوات است. در آوریل ۲۰۱۳، بزرگترین مزارع بادی دریایی در جهان نیز با ظرفیت‌های ۶۳۰ مگاوات و ۵۰۴ مگاوات در کشور انگلستان قرار دارند.
۴-۲- اصول الکتریکی توربین‌های بادی
توربین‌های بادی در طول ۳۰ سال گذشته از شکل ساده‌ی سرعت ثابت به سیستم‌های سرعت متغیر که امکان کنترل توان اکتیو خروجی در آن‌ها وجود دارد تغییر کرده‌اند. در بیش‌تر فناوری‌های بادی قدیمی، فرکانس چرخش توربین، ثابت و برابر فرکانس شبکه‌ی الکتریکی بوده که در بیشتر سرعت‌های باد، زیر بیشینه‌ی بازده‌ی خود کار می‌کرد. در گذشته از این روش به عنوان یک روش اقتصادی و پایدار استفاده می‌شد و تا توان‌های ۲ مگاوات از آن بهره‌برداری می‌شد.
سیستم‌های سرعت متغیر برای عملکرد مستقل فرکانس شبکه و فرکانس چرخش توربین از مبدل‌های الکترونیک قدرت استفاده می‌کنند. دو عامل سرعت باد و کنترل توربین شرایط سرعت متغیر را برای آن اقتضا می‌کند. عملکرد سرعت متغیر، بهینه‌سازی و کاهش بارگذاری مکانیکی و قابلیت انتخاب طرح‌های توان اکتیو مختلف را ممکن می‌سازد. ویژگی اصلی توربین‌های سرعت متغیر، وجود سیستم کنترل زاویه‌ی پره‌ی توربین است که کنترل کامل آیرودینامیکی توان توربین را میسر می‌سازد] ۲۰[.
مجزا کردن فرکانس الکتریکی و فرکانس روتور، نوسانات توان باد را جذب کرده و در نتیجه تغییرات ناگهانی در توان، ولتاژ و گشتاور را حذف می‌کند.
در گذشته بیشتر فناوری سرعت ثابت مورد توجه بود. امروزه نیز در کشورهایی مانند اسپانیا، دانمارک و آلمان که سابقه‌ی بیش‌تری در زمینه‌ی نصب توربین‌های بادی دارند، درصد زیادی از توربین‌های نصب شده از این نوع هستند. با این حال بیشتر توربین‌هایی که امروزه نصب می‌شوند از نوع سرعت متغیر هستند.
تمامی فناوری‌های ساخت توربین بادی در جهان را که در بازار موجود می‌باشد، بر حسب نوع ژنراتور استفاده شده و روش استفاده شده برای کنترل توان، می‌توان به چهار نوع A، B، C و D تقسیم‌بندی کرد که در جدول ۴-۱ شرح داده شده‌اند ]۲۰[. امروزه سهم دو نوع آخر از توربین‌های بادی، تقریباً به ۷۵ درصد از کل توربین‌های بادی نصب شده در جهان می‌رسد.
جدول ۴-۱ انواع مختلف فناوری‌های توربین‌های بادی نصب شده در جهان

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۵

در شبکه‌ی نمونه شکل ۳-۲، عدم توازن قابل تأملی بین تولید و مصرف وجود دارد وتمامی پارامتر‌های روش‌های غیر‌فعال تغییرات وسیعی از خود نشان می‌دهند و این امر به تشخیص سریع و دقیق جزیره منجر خواهد شد؛ اما در مواردی که توازن بالایی در تولید و مصرف وجود داشته باشد، این پارامتر‌ها تغییرات بسیار کمی از خود نشان داده و فرآیند آشکارسازی را دچار اختلال می‌نمایند. هدف از ارائه روش‌های فعال آشکارسازی، غلبه بر این مشکل در روش‌های فعال است که در ادامه به معرفی آن ها خواهیم پرداخت.
۳-۲-۲-انواع روش‌های فعال
در روش‌های فعال آشکارسازی حالت جزیره‌ای، به صورت عمدی اغتشاشی کوچک به شبکه اعمال شده و در صورت جزیره‌ای بودن شبکه، پارامتر‌های سیستم تغییرات بسیار وسیع‌تری خواهند داشت. حتی در حالتی که فیدر به شبکه‌ی اصلی متصل باشد اثرات این اغتشاشات کوچک، قابل توجه است. یکی از اغتشاشات عمدی که می‌توان به شبکه اعمال کرد، ایجاد نوسانات ولتاژ از طریق تغییرات کوچک در مقدار مرجع تنظیم کننده‌ی خودکار ولتاژ[۳۴] (AVR) واحد DG است. برای فیدری که از شبکه‌ی اصلی جدا است اثرات AVR بسیار بیشتر از فیدری است که به شبکه‌ی اصلی متصل است. اعمال پیوسته‌ی اغتشاش به شبکه، مشکلات کیفیت توان ایجاد می‌کند که این از معایب این دسته روش‌هاست. روش‌های فعال قادر هستند حتی در شرایطی که تولید و مصرف با هم برابر هستند حالت جزیره‌ای را شناسایی کنند. با این حال، تولید اغتشاش اندکی زمان‌بر بوده که در نتیجه این روش‌ها از روش‌های غیر‌فعال کند‌تر هستند. در ادامه به معرفی برخی از روش‌های فعال خواهیم پرداخت.
۳-۲-۲-۱-اندازه‌گیری امپدانس
پایه‌ی روش آشکارسازی حالت جزیره‌ای براساس اندازه‌گیری امپدانس، مبتنی بر آن است که امپدانس شبکه اصلی بسیار کوچک‌تراز امپدانس بار وDG است. بنابراین امپدانس اندازه‌گیری شده در پایانه‌ی DG در حالت جزیره‌ای بسیار بیشتر از حالتی است که شبکه اصلی متصل به سیستم توزیع باشد. در نتیجه در صورت فراتر رفتن امپدانس اندازه‌گیری شده در پایانه‌ی DG از یک آستانه‌ی از پیش تعیین شده، نشان‌دهنده‌ی وقوع حالت جزیره‌ای خواهد بود. اما مسئله‌ی مهم در این روش چگونگی اندازه‌گیری امپدانس دریک سیستم در حال کار است. در تمامی روش‌های اندازه‌گیری امپدانس، مسئله کیفیت توان مورد توجه بوده و روش‌هایی قابل استفاده هستند که کیفیت توان سیستم را کمتر تحت شعاع قرار دهند. از انواع روش‌هایی که برای اندازه‌گیری امپدانس شبکه مورد استفاده قرار می‌گیرد می‌توان به روش پاسخ ضربه و روش تزریق پیوسته‌ی نویز اشاره کرد. برای به‌دست آوردن پاسخ ضربه از کلیدزنی خازن و کلید‌های قدرت استفاده می‌شود. اغتشاش ایجاد شده باید به اندازه‌ای بزرگ باشد که به غیر از توان مصرفی بار، به وسیله‌یCT و PT‌ها اندازه‌گیری شوند [۴۱]. به دلیل مسائل کیفیت توان از این روش‌ها برای آشکارسازی حالت جزیره‌ای در شبکه‌هایی با حضور تعداد زیاد DG نمی‌توان استفاده کرد. در روش تزریق پیوسته‌ی نویز از مبدل‌ها برای تزریق اغتشاش استفاده می‌شود. سهولت در برنامه‌ریزی نرم‌افزاری برای کلید‌زنی به شکلی که به طیف فرکانسی مورد نظر خود برسیم از مزایای این روش است. امروزه تزریق مؤلفه‌ی منفی برای تشخیص حالت جزیره‌ای در این دسته روش‌ها بسیار کار‌آمد نشان داده شده است [۵۳].
۳-۲-۲-۲-تغییر توان اکتیو خروجی DG
حساسیت سیستم توزیع به تغییرات توان در حالت جزیره‌ای بسیار بیشتر از حالتی است که به شبکه اصلی متصل باشد. در ژنراتورهای سنکرون عدم تعادل بین بار و تولید سبب تغییر در فرکانس می‌شود. در منابع اینورتری که فرکانس به وسیله‌ی سیستم کنترل ثابت نگاه داشته می‌شود، تغییر در توان اکتیو بر روی ولتاژ نقطه اتصالDG وشبکه تأثیر مستقیم می‌گذارد. در حالت جزیره‌ای طبق رابطه (۳-۷) توان تولیدی DG ومصرفی بار با هم برابر هستند.
(۳-۷) VLL= PDG = Pload =
(۳-۸)
(۳-۹) LL =
که در روابط فوق،PDG توان تولیدیDG و Pload توان مصرفی بار، R بخش حقیقی امپدانس بار و وLL به ترتیب میزان تغییرات در خروجی توانDG و میزان تغییر در ولتاژ محل اتصال DG شبکه هستند. همان‌طور که در رابطه‌ی (۳-۹) دیده می‌شود، در صورت تغییر توان تولیدیDG ولتاژمحل اتصال تغییر خواهد کرد. برای اینکه اندازه‌ معادلLL باشد و ولتاژ را وارد ناحیه‌ی غیر مجاز کند نیاز بهpDG قابل توجهی داریم که ممکن است این اندازه افزایش توان برای DG ممکن نباشد. همچنین مقدار توان را می‌توان کاهش داد که در این روش ممکن است در حالت اتصال به شبکه سراسری با خطای اتصال‌کوتاه اشتباه شده و تولید فلیکر[۳۵] ‌نماید. در شبکه‌هایی که چندDG حضور دارند باید تغییر توان در تمام آن‌ها همزمان باشد که این روش در چنین شبکه‌هایی غیرعملی خواهد بود [۵۴].
۳-۲-۲-۳-تغییر در مرجع توان راکتیو خروجی DG
همانند وابستگی بین ولتاژ و توان اکتیو در منابع اینورتری توان، از وابستگی بین توان راکتیو و فرکانس نیز می‌توان برای آشکارسازی حالت جزیره‌ای استفاده کرد. پس از جزیره‌ای شدن سیستم توزیع، تأمین تمامی توان راکتیو بار بر عهده‌ی DG خواهد بود. بنابراین پس از وقوع جزیره طبق رابطه‌ی (۳-۱۰) توان راکتیوDG و بار با هم برابر خواهد بود
(۳-۱۰) = Qdg = Qload = v2 (
(۳-۱۱)
(۳-۱۲)= )
با توجه به رابطه‌ی (۳-۱۲) تغییرات فرکانس را می‌توان با توجه به تغییرات راکتیو خروجیDG توجیه کرد و علامت منفی نشان‌دهنده‌ی آن است که در صورت بالاتر بودن راکتیو مصرفی بار از تولید DG (0<) فرکانس شبکه در حالت جزیره‌ای افت خواهد داشت و بالعکس با نظارت دائم فرکانس، در نقطه‌ی اتصالDG و شبکه، آشکارسازی جزیره امکان‌پذیر خواهد بود. همچنین برای سرعت بخشیدن به خروج فرکانس از ناحیه‌ی مجاز، می‌توان به مرجع توان راکتیو خروجی مبدل با توجه به رابطه (۳-۱۳) به اندازه فیدبک مثبت افزود.
(۳-۱۳)
فیدبک مثبت در هنگام عدم اتصالDG به شبکه سراسری، فرکانس را با سرعت بالایی از ناحیه مجاز دور کرده و سبب می‌شود حفاظت افت/افزایش فرکانس، DG را به سرعت قطع کند. لازم به ذکر است، ارتباط توان راکتیو و فرکانس تنها در شبکه‌هایی که به وسیله منابع اینورتری تغذیه می‌شوند صادق است. در شبکه‌هایی که منابع سنکرون نیز حضور دارند، فرکانس، ثابت نگاه داشته شده و عدم تعادل توان راکتیو با تغییر در سیستم تحریک ژنراتور بدون ایجاد تغییر در ولتاژ و فرکانس ماندگار جبران می‌گردد [۵۴].
۳-۲-۲-۴- انحراف فرکانس فعال[۳۶]AFD))
روش AFD به وسیله‌ی تغییر در شکل موج جریان خروجی اینورتر عمل می‌کند. همان‌طور که در شکل۳-۶ نشان داده شده است. در جریان خروجی اینورتر زمان مرده‌ای تا قبل از رسیدن شکل موج ولتاژ به نفطه صفر، لحاظ می‌شود. در هنگام جزیره‌ای شدن سیستم، فرکانس ولتاژدر نقطه‌ی اتصالDG و شبکه از فرکانس جریان خروجی DG تبعیت کرده وسبب می‌شود فرکانس به ناحیه غیرمجاز منحرف و DG به وسیله‌ی حفاظت افت/افزایش فرکانس قطع شود[۵۴]. فرکانس در هنگام جزیره‌ای شدن سیستم به مقدار =’ f تغییر پیدا می‌کند.
در رابطه(۳-۱۴) نشان داده شده که اندازه‌ی اختلاف فاز به درصد برش[۳۷]cf و میزان زمان مرده td وابسته است. همان‌طور که در شکل ۳-۳ نیز مشخص است، ایجاد زمان مرده در شکل موج جریان، اختلاف فازی برابرd بین ولتاژ و جریان ایجاد می‌کند.
(۳-۱۴) d =
شکل ۳-۳ لحاظ کردن زمان مرده در موج جریان خروجی اینورتر در روش AFD
از جمله معایب استفاده از روش AFD، افزایش هارمونیک و ایجاد اختلاف فاز به اندازه بین امواج ولتاژ وجریان بوده که در سیستم کنترل توان راکتیو خروجی DG، اختلال ایجاد می‌کند. به این دلیل استفاده از این روش در سیستم‌هایی که در زاویه‌ی توان واحد کار می‌کنند غیرعملی خواهد بود.
۳-۲-۲-۵- جابجایی فرکانس به وسیله لغزش فاز[۳۸] (SMS )
روش SMS تغییر فاز جریان خروجی اینورتر به عنوان تابعی از خطای فرکانس است. این روش سعی دارد که فاز جریان خروجی اینورتر را با تابعی از خطای فرکانس از فاز ولتاژ دور کند. خطای فرکانس اختلاف بین فرکانس شبکه و فرکانس نامی است. این فرآیند مانند یک فیدبک مثبت در شرایط جزیره‌ای فرکانس را به سمت ناحیه غیرمجاز منحرف خواهد کرد. تفاوت روش SMS با روشAFD در آن است که در روشSMS، فاز شروع جریان با تابعی از خطای فرکانس تغییر داده می‌شود، اما در روشAFD در جریان خروجی زمان مرده‌ای لحاظ می‌شود. هر دو روش شرایطی در حالت جزیره‌ای ایجاد می‌کنند که فرکانس به ناحیه غیرمجاز لغزش نموده و سیستم حفاظتی افت/افزایش فرکانس، DG را از شبکه جدا نماید.
هنگام اتصال شبکه، جریان خروجی اینورتر به صورت معادله‌ی (۳-۱۵) توصیف می شود.
(۳-۱۵)
در معادله‌ی (۳-۱۵)، f فرکانس ولتاژ PCC و اندازه‌ی تغییر فاز در روش SMS است. مقدار در رابطه‌ی (۳-۱۶) به شکل تابع سینوسی از خطای فرکانس بیان شده است.
(۳-۱۶)
در معادله‌ی (۳-۱۶)، حداکثر انحراف فاز است که در فرکانس رخ می‌دهد، فرکانس نامی وf فرکانس واقعی سیستم است [۵۵].
۳-۲-۲-۶-جابجایی خودکار فاز[۳۹] (APS )
برای غلبه بر مشکل نداشتن نقطه کار پایدار در روش SMS، روشAPS در [۵۶] بیان شده است. ایده‌ی روش APS آن است که با ثابت نگاه داشتن فرکانس در مقدار نامی خود، به زاویه شروع جریان خروجی اینورتر زمانی که فرکانس به حالت ماندگار خود می‌رسد مقداری جابجایی فاز اضافه کند. در رابطه(۳-۱۸) زاویه شروع در K امین سیکل جریان خروجی، تابعی خطی از تغییر فرکانس ولتاژ تعریف شده است.
(۳-۱۷) .
در رابطه (۳-۱۷)، ضریب مقیاس و(k) فازی است که در حالت ماندگار اضافه می‌شود و مقدار آن بر اساس خطای فرکانس در حالت ماندگار در رابطه‌ی (۳-۱۸) بیان می‌شود:
(۳-۱۸) + =

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۴

ببسا
بار
تحلیل اطلاعات
تحلیل اطلاعات
اطلاعات
تزریق
اغتشاش
تزریق اغتشاش در صورت تشخیص اولیه
شکل۳-۱ ساز‌‌و‌کار کلی انواع روش‌های محلی آشکارسازی جزیره الف: غیر‌فعال، ب: فعال و ج: ترکیبی
۳-۲- روش‌های محلی آشکارسازی حالت جزیره‌ای
همان‌طور که بیان شد، در روش‌های محلی با تحلیل اطلاعات موجود در محلDG وقوع حالت جزیره‌ای تشخیص داده می‌شود. در روش‌هایی که استفاده از این اطلاعات بدون اعمال اغتشاش به سیستم باشد، روش‌های غیر‌فعال نامیده می‌شوند. در صورتی‌ که استفاده از اطلاعات محلی همراه با اعمال اغتشاش به سیستم توزیع باشد، به آن‌ها روش‌های فعال گفته می‌شود. در برخی روش‌ها، با استفاده از پارامتر‌های روش فعال، تشخیص اولیه‌ای احتمال جزیره‌ای شدن سیستم بررسی می‌شده ودر صورت بروز این حالت، اغتشاش به سیستم اعمال و اطلاعات محلی مورد ارزیابی قرار می‌گیرند. این روش‌ها، روش‌های ترکیبی نامیده می‌شوند. در بخش‌های بعد به معرفی انواع روش‌های محلی آشکارسازی حالت جزیره‌ای پرداخته خواهد شد. شکل ۳-۱ سازوکار کلی انواع روش‌های محلی به را نشان می‌دهد.
۳-۲-۱-روش‌های غیر‌فعال
روش‌های غیر‌فعال از این واقعیت بهره می‌برند که وقتی جزیره شکل می‌گیرد، برخی از پارامتر‌‌‌‌های مهم از جمله ولتاژ، جریان، فرکانس اعوجاج هارمونیکی تغییر پیدا می‌کنند. نظارت بر تغییرات این پارامتر‌ها می‌تواند به آشکارسازی حالت جزیره‌ای منجر شود. مشکل مهم در این دسته از روش‌ها، تعریف مقادیر مناسب آستانه برای جدا‌کردن رخداد جزیره‌ای از بقیه رخداد‌ها است. این روش در سیستم‌هایی که تولید و مصرف تفاوت زیادی با ‌هم دارند، بسیار کار‌آمد هستند؛ اما در شرایطی که توازن مناسبی بین بار وتولید برقرار باشد ممکن است با مشکل روبرو شوند.
۳-۲-۱-۱ استفاده از فرکانس، ولتاژ و فاز ولتاژ
حفاظت DG در برابر تغییرات ولتاژ و فرکانس، جدای از حفاظت ضدجزیره‌ای در نقطه‌ی اتصال DG با شبکه وجود دارد؛ اما این حفاظت عملاً در برابر جزیره‌ای شدن نیز از DG حفاظت می‌کند. در سیستم‌هایی با منابع DG گردان، عدم تعادل بین تولید و مصرف توان اکتیو و راکتیو در سیستم قدرت به ترتیب منجر به خارج شدن فرکانس و ولتاژ شبکه از مقادیر نامی خود می‌شود. در سیستم‌های شامل منابع اینورتری، عدم تعادل در توان اکتیو، ولتاژ شبکه را تحت تاثیر قرار خواهد داد. همواره در یک سیستم توزیع DG، احتمال اینکه قسمتی از بار را شبکه‌ی اصلی تامین کند بالا بوده و با قطع شدن شبکه‌ی اصلی، بین تولید و مصرف عدم تعادل وجود خواهد داشت. این عدم تعادل منجر به خارج شدن فرکانس یا ولتاژ از محدوده‌ مجاز شده و رله‌های افت ولتاژ (یا افزایش ولتاژ) یا افت فرکانس (یا افزایش فرکانس)، DG را از شبکه جدا خواهد کرد ]۴۶[.
(۳-۱) ΔP = –
(۳-۲) Δf = (1 – )
در روابط فوق، D ثابت میرایی و H ثابت لختی آن است. در این‌جا مناسب است به این نکته در قالب چند رابطه اشاره شود که تغییرات فرکانس، ولتاژ و فاز ولتاژ تماماً با توان‌های اکتیو و راکتیو در ارتباط هستند]۴۰[.
(۳-۳) P + j Q =
(۳-۴) P = sinθ
(۳-۵) Q = (Vcos θ – Ef)
که در آن‌ها Ef و Vt به ترتیب مقادیر داخلی منبع DG و ولتاژ شبکه، Xf مجموع راکتانس داخلی منبع DG و خطوط و P و Q به ترتیب توان‌های اکتیو و راکتیو خروجی DG هستند. مطابق روابط فوق، با فرض اینکه راکتانس با فرکانس تغییر نکند، تغییر در توان اکتیو موجب تغییرات در فاز و فرکانس وتغییر در توان راکتیو منجر به تغییرات در اندازه‌ی ولتاژ می‌شود. با توجه به این نکته، پارامتر دیگری که می‌تواند برای تشخیص حالت جزیره‌ای استفاده گردد، تغییر ناگهانی در زاویه‌ی فاز ولتاژ است. مسئله‌ی مهم در این‌جا تعریف یک محدوده‌ی مجاز مناسب برای رله‌هاست که ضمن عدم عملکرد اشتباه رله، جزیره هم به خوبی شناسایی شود. این حفاظت به تنهایی کافی نبوده و اگر با روش‌های فعال اغتشاش همراه گردد، می‌تواند آن را تکمیل نماید.
با کمک روابط، وابستگی فاز ولتاژ نشان داده شد. پس از جدا شدن شبکه‌ی اصلی که قسمتی از بار را تامین می‌نمود، تامین تمام بار بر عهده‌ی DG خواهد افتاد. این امر منجر خواهد شد که فاز ولتاژ به یک‌باره تغییر کند. در منابع اینورتری که فرکانس به وسیله‌ی سیستم کنترل، ثابت نگه داشته می‌شود، استفاده از این روش موثر نیست.
به هر حال اگر به دلیل بیشتر بودن بار از تولید توان اکتیو، پس از قطع شبکه‌ی اصلی DG ملزم شود توان اکتیو بیشتری تولید کند، این امر منجر به تغییر فاز ولتاژ خواهد شد. این مسئله در مورد کم بودن تولید توان راکتیو، DG را ملزم می‌کند که توان راکتیو بیشتری تولید کند که سبب کاهش ولتاژ می‌شود. از این دو واقعیت می‌توان جهت تشخیص حالت جزیره‌ای استفاده کرد. برای تعیین میزان تغییر فاز ولتاژ، فواصل زمانی گذرا از نقطه‌ی صفر ولتاژ محاسبه می‌شوند. اگر زمان محاسبه شده از مقدار نامی مربوطه (۲۰ میلی ثانیه در شبکه‌ی ۵۰ هرتز) بیشتر یا کم‌تر شود عملیات حفاظتی خاصی باید انجام گیرد. ذکر این نکته هم لازم است که برخی رخدادهای دیگر شبکه مانند اتصال کوتاه و تغییر ناگهانی در امپدانس قسمتی از شبکه نیز موجب تغییر ناگهانی فاز ولتاژ می‌شوند ]۴۷و۴۸[.
۳-۲-۱-۲- نرخ تغییر فرکانس (ROCOF)[33]
پارامتر دیگری که در تشخیص حالت جزیره‌ای می‌تواند استفاده شود، نرخ تغییر فرکانس است. در این روش مقدار تغییر فرکانس fΔ مورد استفاده قرار نمی‌گیرد بلکه از نرخ تغییر آن یعنی استفاده می‌شود. اگر این مقدار از آستانه‌ای بالاتر رود، DG از شبکه جدا خواهد شد. معمولاً محدوده‌ی مقادیری که به عنوان آستانه در نظر می‌گیرند از ۱/۰٫ تا ۲/۱ Hz/s متغیر است ]۴۹[. این مقادیر باید با توجه به تغییرات فرکانس ژنراتور در هنگام راه‌اندازی انتخاب شود تا از قطع بی‌مورد ژنراتور جلوگیری گردد.
برای مثال می‌توان سیستم نمونه‌ی شکل ۳-۲ را در نطر گرفت. در این سیستم تحت شرایط اتصال به شبکه‌ی سراسری، قسمتی از بار به وسیله‌ی شبکه‌ی اصلی تامین می‌شده و پس از جزیره‌ای شدن سیستم، تامین تمامی بار بر عهده‌ی DG خواهد بود. در این سیستم توازن بین تولید و مصرف وجود نداشته و به دلیل کم‌تر بودن تولید از مصرف، فرکانس در حال افت بوده و نرخ تغییرات فرکانس مقادیر منفی بزرگی را نشان می‌دهد.
 
شکل ۳-۲: سیستم توزیع نمونه
۳-۲-۱-۳- نرخ تغییر ولتاژ
در سیستم توزیع، به دلیل اتصال به شبکه‌ی سراسری، تغییرات ولتاژ به آرامی صورت می‌پذیرد. همان‌طور که بیان شد، در شبکه‌های شامل منابع تولیدی گردان، در صورت قطع شبکه‌ی اصلی و عدم توازن بین توان راکتیو تولیدی و مصرفی، اندازه‌ی ولتاژی به صورت ناگهانی تغییر خواهد داشت. در شبکه‌های شامل منبع اینورتری، عدم توازن در توان اکتیو تولیدی و مصرفی منجر به تغییرات ولتاژ خواهد گردید. به همین دلیل نرخ تغییر ولتاژ می‌تواند به عنوان پارامتری در آشکارسازی حالت جزیره‌ای مورد استفاده قرار گیرد. میزان دقت این روش به حساسیت شبکه به رخدادها در زمانی که به شبکه‌ی اصلی متصل است، بستگی دارد. در]۵۰[ نرخ تغییر ولتاژ و تغییر ضریب توان به عنوان پارامترهای تشخیص حالت جزیره‌ای استفاده شده‌اند. همچنین، ذکر شده است که این دو پارامتر به تنهایی برای تشخیص حالت جزیره‌ای به اندازه‌ی کافی مناسب نیستند؛ اما بکارگیری توام آن‌ها نتایج خوبی را در بر دارد. در این روش اگر توان راکتیو تولیدی از توان مصرفی شبکه کم‌تر باشد، ولتاژ افت شدیدی داشته و نرخ تغییرات آن نیز بسیار وسیع است. پس از گذشت چند ثانیه سیستم تحریک ژنراتور با جبران کمبود توان راکتیو، ولتاژ را به مقدار نامی خود می‌رساند.
۳-۲-۱-۴- اعوجاج هارمونیکی کل ولتاژ و جریان
در یک شبکه‌ی قدرت ایده‌آل، انتظار بر آن است که امواج ولتاژ و جریان دارای مؤلفه اصلی و سینوسی خالص باشند. اما در یک شبکه‌ی قدرت واقعی این‌گونه نبوده و همواره ولتاژ و جریان حاوی هارمونیک‌های بالاتر مانند هارمونیک‌های مرتبه ۳ و ۵ هستند که این امر به قدرت و بزرگی شبکه وابسته است. در یک شبکه‌ی گسترده و قوی‌تر، هارمونیک کمتری حضور دارد. مواردی که در شبکه‌ی قدرت هارمونیک ایجاد می‌کنند، منابع اینورتری تولید توان، منابع تغذیه‌ی سوئیچینگ، کلید‌زنی، وسایل غیر‌خطی مانند ترانسفورماتور‌های اشباع شده و راه‌اندازی موتور‌ها هستند. هرگاه میزان هارمونیک در شکل موج ولتاژ و جریان از حدی بیشتر شود می‌تواند نشان‌دهنده ضعیف شدن سیستم و یا به عبارتی جزیره‌ای شدن سیستم توزیع باشد؛ زیرا در این حالت این موارد تأثیر بیشتری بر شبکه خواهند داشت. اعواج هارمونیکی کل x(t) از رابطه (۳-۶) به‌دست می‌آید.
(۳-۶) = TH
که در آن (t)ظxh هارمونیک hام در لحظه‌یt و (t) x1 مؤلفه‌ی اصلی x در لحظه‌یt است. از اعوجاج هارمونیکی کل جریان و عدم تعادل ولتاژ در [۵۱] یک روش مناسب برای آشکارسازی حالت جزیره‌ای در منابع اینوتری نشان داده شده است. مشکلی که در روش‌های هارمونیکی وجود دارد آن است که در شرایط اتصال شبکه‌ی اصلی، مقدار هارمونیک بسیار پایین و اندازه‌گیری آن مشکل خواهد بود.
۳-۲-۱-۵-نرخ تغییر توان اکتیو خروجی DG
نرخ تغییر توان یکی دیگر از پارامتر‌های آشکارسازی حالت جزیره‌ای به‌شمار می‌آید. این پارامتر نیز در منابع اینورتری به دلیل اینکه توان به صورت مستقل به وسیله سیستم کنترل ثابت نگاه داشته می‌شود، نمی‌تواند مورد استفاده قرار گیرد. در [۵۲] نشان داده شده است که استفاده از این پارامتر در تشخیص جزیره می‌تواند مؤثر باشد. در حالتی که DG به شبکه‌ی اصلی متصل است، تغییرات توان خروجیDG به آرامی صورت می‌پذیرد؛ اما هنگامی که شبکه‌ی اصلی جدا شود به خاطر عدم توازن، توان خروجی DG ممکن است به یک‌باره تغییر کند. با توجه به این شرایط، اگر نرخ تغییر توان از مقداری فراتر رود می‌تواند نشان‌دهنده‌ی حالت جزیره‌ای باشد.

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۳

 
علاوه بر موارد یاد شده، در کنار مشکلات حفاظتی و از دست رفتن هماهنگی، استفاده ازDG باعث بازبست خارج از سنکرون نیز خواهد شد. در بازه‌ی زمانی عملکرد بازبست، قسمتی از فیدر برای تخلیه‌ی جرقه از سیستم اصلی جدا خواهد شد. DG متصل به بخش جدا شده‌ی فیدر، آن را همچنان برق‌دار نگه داشته و جرقه در نقطه‌ی خطا تدوام خواهد داشت. بنابراین خطا‌های گذرا تبدیل به خطا‌های دائمی خواهد شد. به علاوه، به دلیل عدم تعادل بین بار و تولید ممکن است DG از حالت سنکرون یا شبکه اصلی خارج شود که منجر به باز بست خارج از سنکرون خواهد شد. این امر می‌تواند به شدت به ژنراتور آسیب رسانده و موجب پدید آمدن جریان و ولتاژ‌های بالا در شبکه‌های مجاور شود [۲۹].
۲-۳- راه‌حل‌های مشکلات حفاظتی در حضور DG
نصب منابع تولیدی پراکنده به سیستم توزیع از اواسط دهه‌ی هشتاد صورت گرفته و تحقیقات در زمینه‌ی مشکلات حفاظتی به‌ وجود آمده به وسیله‌ی DG از همان زمان شروع شده است [۳۱]. برای مشکلات بیان شده در بخش‌های قبل، راه‌حل‌های متعددی پیشنهاد شده است. این راه‌کارها از یک تغییر کوچک در تنظیمات رله تا یک سیستم حفاظتی کاملاً جدید و تطبیق داده شده تغییر می‌کنند. در این بخش نگاهی کلی در زمینه‌ی راه‌کار‌های حفاظتی ممکن ارائه خواهد شد.
۲-۳-۱-راه‌حل‌های مشکلات آشکار‌سازی و انتخاب‌گری
مشکلات آشکار‌سازی خطا رابطه‌ی مبهمی با مقدار تولید DG متصل به سیستم توزیع و مقدار توان اتصال کوتاه محلی دارد. اولین قدم در جلوگیری از مشکلات آشکار‌سازی خطا، تغییر تنظیمات رله‌ها و بازبست‌ها است [۳۳،۳۲،۲۸،۲۳]. سهیم بودن DG در تولید توان منجر به کاهش سهم شبکه از جریان خطا و در نتیجه کاهش مقدار جریان تنظیمی رله‌ها خواهد شد. اگرچه با کاهش مقدار جریان تنظیمی رله‌ها، مشکلات آشکار‌سازی خطا ممکن است رفع شوند؛ اما این کار منجر به کاهش حساسیت وامنیت سیستم توزیع و در نتیجه وقوع قطع اشتباه به ازای خطا‌های فیدر مجاور می‌شود. در [۲۳] کورسازی حفاظت با نصب یک مزرعه‌ی بادی کوچک به یک سیستم توزیع ضعیف توصیف شده است. با کاهش مقدار جریان تنظیمی، کورسازی حفاظت برطرف می‌شود؛ اما برای برخی خطا‌ها در مناطق مشخصی، قطعاً اشتباه رخ می‌دهد. راه‌کار ارائه شده در این مقاله، نصب تجهیزات حفاظتی با زمان تأخیر اضافی است که به فیدر شامل DG این امکان را می‌دهد که خطا با تأخیر بیشتری رفع شود. راه‌کار مشابه این روش در [۲۴] نیز ارائه شده است. نوع دیگری از تغییر حفاظت در [۲۳] مورد بحث قرار گرفته است. در این مقاله رله‌ی اضافه ولتاژی تعبیه شده است که در اثر افزایش تولید محلی، مقدار تنظیمی خود را کاهش می‌دهد. این روش همچنین در [۳۴] بررسی شده و بیان گردیده است که تطبیق پیوسته مقدار تنظیمی جریان رله به عنوان تابعی از تولید DG منجر به کمتر شدن قطعی‌های بی‌مورد فیدر خواهد شد.
۲-۳-۲-رفع مشکلات باز‌بست
مشکلات آشکار سازی خطا در فیدرهای توزیع هوایی شامل DG که به وسیله‌ی بازبست حفاظت می‌شوند نیز رخ می‌دهند. بر این اساس هماهنگی فیوز- بازبست نیز ممکن از بین برود. در [۳۵] از بازبست‌هایی جدید با هسته‌ی پردازنده برای بازگرداندن هماهنگی بین فیوز و بازبست استفاده شده است. همان‌طور که در شکل۲-۳ نشان داده شده است، بازبستRec3 به دو منحنی سریع و کند مجهز شده است. در پردازنده‌ی منحنی سریع باید به گونه‌ای برنامه‌ریزی شود که به خصوص در هنگام حضور DG قابل انتخاب با فیوز‌های انشعاب باشد. برای جلوگیری از بازبست خارج از سنکرون، DG باید هرچه سریع‌تر از شبکه جدا شود که شبکه فاقد DG خواهد شد. بنابراین مشخصه‌ی سریع باید برای اولین عمل بازبست استفاده شود. در دومین عمل بازبست، مشخصه‌ی کند فعال می‌شود که قابلیت انتخاب با فیووز‌های انشعاب را دارد و خطا با انتخاب‌گری صحیح رفع خواهد شد. راه‌کار دیگر برای حل مشکل فیوز- بازبست محدود کردن مقدار جریان خروجی DG است. برای این کار فیوز در انشعاب‌هایی که شامل DG هستند با یک بازبست با مشخصه‌ی سریع تعویض می‌شوند [۳۶]. بازبست‌ها به گونه‌ای تنظیم خواهند شد که بازبست انشعاب، قبل از عملکرد بازبست اصلی فیدر عمل کند. درنهایت، در نقطه‌ی اتصال DG به فیدر، به یک رله‌ی اضافه جریان تجهیز خواهد شد. این اصطلاحات در شکل ۲-۴ به نمایش گذاشته شده است.
 
شکل۲-۴ شمای حفاظت به وسیله بازبست در یک فیدر شعاعی
برای خطای شماره ۱، بازبست Rec1 از روی مشخصه‌ی سریع عمل کرده و خطا را رفع می‌نماید. بازبست انشعابRec 3 نیز از روی مشخصه سریع خود عمل کرده وDG را قطع می‌کند. هردو بازبست از نوع سریع بوده و بعد از فاصله‌ی کوتاهی دوباره متصل خواهد شد. اگر خطا از نوع گذرا باشد فیدر می‌تواند به کار خود ادامه دهد. برای یک خطای دائمی بعد از بسته شدن دوباره‌ی بازبست‌ها، رله‌ی اضافه جریانRel 1 عمل کرده و DG از شبکه جدا خواهد شد. این عمل قبل از بازبست کند Rec1انجام می‌گیرد. به خاطر جدا شدن DG از سیستم توزیع، عملیات رفع خطا به شکل عادی مانند شرایطی که شبکه بدون حضور DG باشد، صورت خواهد گرفت. برای خطای شماره‌ی ۲ بازبست انشعاب Rec 3 و بازبست اصلی فیدر Rec 1 خطا را رفع خواهند کرد. در حالتی که خطا از نوع دائمی باشد عمل بازبست منجر به جریان خطایی خواهد شد که فیوز انشعاب را ذوب خواهد کرد. پس از رفع خطا، شبکه می‌تواند به کار خود ادامه دهد. اگر فیوز نتواند خطا را رفع کند با عملکرد رله اضافه جریان Rel1 ، DG از شبکه جدا شده و بازبست اصلی فیدر بعد از یک یا دو بار عملکرد، قفل می‌کند. این روش در DGهای اینورتری که جریان خروجی آن به وسیله سیستم کنترل محدود می‌شود عملی نخواهد بود.
ایده‌ی روش ارئه شده آن است که با قطع DG ماهیت شعاعی سیستم توزیع به آن باز‌گردانده شود. موثرترین روش برای حل تمامی مشکلات حفاظتی در هنگام وقوع یک اغتشاش آن است که تمامی DGهای متصل به سیستم توزیع به سرعت از آن جدا شوند که در برخی استاندارد‌های اتصال مانند [۳۷]، قطعDG ، ضروری اعلام شده است. در [۳۸] بیان شده است که DG ها باید قبل از عمل کردن هرگونه فیوز و یا بازبست، از شبکه جدا شوند. برای این منظور، یک کلید قدرت عادی نسبتاً کند بوده و راه‌حل پیشنهاد شده، کلید‌های نیمه‌رسانا هستند. کلید‌های نیمه‌رسانا از دو GTO موازی معکوس، واحد اندازه‌گیری جریان و یک پردازنده تشکیل شده‌اند. واحد اندازه‌گیری جریان آستانه تنظیم شده و به صورت پیوسته جریان فاز را نظارت می‌کند. اگر مقدار جریان از مقدار آستانه فراتر رود، نشان می‌دهد خطایی رخ داده است و واحد اندازه‌گیری جریان، سیگنال قفل‌کننده‌ای به [۲۸]GTO ها می‌فرستد. طی چند میلی‌ثانیه، DG از سیستم توزیع جدا شده و طبیعت شعاعی سیستم توزیع قبل از عملکرد فیوز یا بازبست به آن باز‌گردانده می‌شود.
۲-۳-۳- حل مشکل بازبست خارج از سنکرون و جزیره‌ای شدن
مهم‌ترین مشکل حفاظتی در سیستم توزیع شامل DG، بازبست خارج از سنکرون و جزیره‌ای شدن است. بازبست خارج از سنکرون در سیستم‌های توزیع حفاظت شده با بازبست رخ داده و جزیره‌ای شدن در شبکه‌های توزیع با حفاظت اضافه جریان متداول اتفاق می‌افتد. بازبست خارج از سنکرون در بخش قبل مورد بحث قرار گرفت. مشکل جزیره‌ای شدن رابطه‌ی معنی‌داری با بازبست خارج از سنکرون دارد. در طول زمان عملکرد بازبست‌ها، DG می‌تواند هم‌چنان به قسمت جدا شده‌ی فیدر متصل باقی بماند. واحد DG تمایل به تغذیه‌ی بار محلی داشته و بخش جدا شده‌ی فیدر حالت جزیره‌ای خواهد داشت. در شرایطی که عدم تعادل شدیدی بین تولید و مصرف انرژی وجود داشته باشد، سرعت ژنراتور افزایش یا کاهش خواهد یافت (در مورد ژنراتور‌های گردان) که میزان تغییر فرکانس و ولتاژ (در مورد منابع اینورتری) از میزان استاندارد آن فراتر خواهد رفت. به دلیل تغییرات زیاد، حفاظت ولتاژ و فرکانس DG، آن را از شبکه جدا خواهد کرد. این عمل باید قبل از عملکرد بازبست صورت گیرد تا موجب بازبست خارج از سنکرون نگردد. بهترین راه‌حل برای جلوگیری از جزیره‌ای شدن و پس از آن، وقوع بازبست خارج از سنکرون، جدا کردن DGقبل از هر عمل‌ بازبست است. چالشی که در این‌جا با آن سر و کار داریم سرعت کافی در تشخیص حالت جزیره‌ای به وجود آمده است. در یک دید کلی روش‌های آشکارسازی جزیره را می‌توان به دو‌ دسته راه دور و محلی تقسیم‌بندی کرد که روش‌های محلی در ۳ دسته‌بندی زیر قرار می‌گیرند [۳۹]:
روش‌های غیر‌فعال[۲۹]
روش‌های فعال[۳۰]
روش های ترکیبی[۳۱]
روش‌های راه دور از ارتباط مخابراتی برای ارسال وضعیت جزیره‌ای به DG استفاده می‌کنند و در روش‌های محلی با ارزیابی اطلاعات در محل DG وقوع حالت جزیره‌ای شناسایی می‌شود. در مراجع متعددی [۴۰-۴۲] به مرور کلی انواع روش‌های آشکار‌سازی جزیره پرداخته شده است که در فصل بعدی به چند مورد از این روش‌ها اشاره خواهد شد.
۲-۴- بهبود‌ها در سیستم های حفاظتی
همان‌طور که در بخش‌های قبلی بیان شد، اتصال DG به سیستم توزیع می‌تواند منجر به مشکلات حفاظتی اساسی شود. حال تلاش بر آن است که در صورت وقوع یک اغتشاش در سیستم توزیع، DG از شبکه جدا شده و سیستم توزیع به حالت اولیه خود بازگردانده شود. بازگرداندن سیستم توزیع به حالت اولیه خود سبب می‌شود که جریان‌های خطا مانند حالت عادی در یک جهت جاری ‌شوند که در این شرایط، سیستم حفاظتی در آشکارسازی خطا و انتخاب‌گری کارایی مناسبی خواهد داشت. برای برخی خطا‌ها که دور از DG رخ می‌دهند، قطع DG نه تنها لازم نیست بلکه از دست دادن انرژی قابل استفاده نیز هست. بهبود‌های اخیر در سیستم‌های حفاظتی بر‌روی طرح‌های حفاظتی تطبیقی با قابلیت تشخیص اغتشاشات شبکه از یکدیگر متمرکز شده است. تحقیقات زیادی در این زمینه انجام شده و نتایج مطلوبی در آن‌ها گزارش شده است [۴۳-۴۵].
سیستم‌های حفاظتی سنتی بر اساس تجاوز مقدار اندازه‌گیری شده‌ی محلی از آستانه‌ی مشخصی عمل می‌کردند؛ اما در طرح‌های تطبیقی حفاظتی جدید، اساس عملکرد بر پایه اطلاعاتی است که از سیستم‌های اندازه‌گیری خاص به دست می‌آید. عملکرد حفاظتی آن‌ها به گونه‌ای است که بر خلاف طرح‌های قدیمی که یک عضو و یا یک فیدر را مورد حفاظت قرار می‌دادند، سیستم توزیع را به بخش‌هایی تقسیم‌بندی می‌کنند. مثالی از این نوع عملکرد حفاظتی در [۴۳] آمده است. در این مقاله سیستم توزیع به بخش‌هایی تقسیم‌بندی می‌شود که قابلیت عملکرد در حالت جزیره‌ای را دارند. یک رایانه‌ی مرکزی در این سیستم حفاظتی گنجانده شده که ساختار شبکه در آن برنامه‌ریزی می‌شود. از طریق کانال‌های ارتباطی حالت باز یا بسته بودن کلید‌های قدرت به سیستم پردازش مرکزی ارسال می‌شوند. با مشخص بودن ساختار فعلی شبکه، پخش توان و جریان اتصال کوتاه به شکل آفلاین محاسبه شده و در یک پایگاه ‌داده ذخیره می‌گردد. با تغییر حالت کلید‌های شبکه و ساختار سیستم، اطلاعات جدید در پایگاه‌ داده به روز‌رسانی می‌شوند. رایانه‌ی مرکزی از اندازه‌گیری‌های همزمان در سرچشمه‌ی اصلی انرژی، DGها و کلید‌های قدرت استفاده می‌کند. در هنگام وقوع خطا، مقادیر اندازه‌گیری شده با مقادیر موجود در پایگاه‌ داده مقایسه می‌شوند تا منطقه و یا بخش معیوب مشخص گردند. سیگنال قطع به کلید‌های قدرتی که در مرز نواحی وجود دارند ارسال می‌شود تا ناحیه‌ی معیوب از بقیه‌ی شبکه جدا شود. نواحی سالم به کار خود ادامه خواهند داد و خطا در ناحیه‌ی معیوب رفع می‌شود. ایرادی که در این روش حفاظتی وجود دارد، وابستگی شدید آن به سیستم پردازش مرکزی و کانال‌های ارتباطی بین نواحی است.
در [۴۴،۴۵] از سیستم حفاظتی واسطه‌ای استفاده شده است که بر مشکلات موجود در سیستم ذکر شده غلبه می‌کند. در این نوع سیستم حفاظتی نیز سیستم توزیع به چند ناحیه تقسیم‌بندی شده و اطلاعات بین نواحی به وسیله‌ی کانال ارتباطی جا‌به‌جا می‌گردند. واسطه‌ها در مکان‌های استراتژیکی قرار گرفته و از مقادیر جریان انداز‌ه‌گیری شده در همان نقطه استفاده می‌کنند. با استفاده از تبدیل موجک، سیگنال جریان، پردازش شده و جهت جریان خطا تعیین می‌گردد. تمامی واسطه‌ها، مجهز به الگوریتم مکان‌یابی خطا هستند و با کمک انتقال داده‌ها بین واسطه‌ها و استفاده از الگوریتم مکان‌یابی خطا، ناحیه‌ی معیوب از بقیه‌ی شبکه جدا می‌شود. در این مقاله نشان داده شده است که این سیستم حفاظتی برای خطا‌های امپدانس بالا و سیستم‌های توزیع شامل DG نیز عملکرد مطلوبی دارد.
اضافه کردن کانال‌های ارتباطی به سیستم‌های توزیع موجود بسیار هزینه‌بردار است؛ اما با توجه به مزایای افزایش دسترس‌پذیری[۳۲] DG قابل توجیه است. همچنین نیاز به اطلاعات بیشتر برای عملکرد دقیق شبکه، اندازه‌گیری هوشمند و معرفی ریزشبکه‌ها و برنامه‌های قدرت مجازی ما را مجبور به استفاده از کانال‌های ارتباطی می‌کند. بکارگیری کانال ارتباطی در شرایطی که تمامی فرآیندهای ذکر شده به صورت یک‌جا در استفاده از لینک‌ها سهیم شوند می‌تواند جالب توجه باشد. وقتی هر یک از این بهبود‌ها به تنهایی توجیه داشته باشد آن‌گاه استفاده از کانال‌ ارتباطی به شکل مشارکتی بسیار ممکن و شدنی خواهد بود.
۲-۵- جمع‌بندی
مسئله‌ی حفاظت سیستم توزیع در حضور DG مهم‌ترین مانع محدود‌کننده استفاده وسیع از این تولیدات در سیستم توزیع به شمار می‌رود. کورسازی حفاظت، قطع اشتباه از بین رفتن هماهنگی بازبست-‌ فیوز، اختلال در عملکرد بازبست خارج از سنکرون وبروز حالت جزیره‌ای از جمله مشکلات حفاظتی حضور DG در سیستم توزیع است. در این فصل بیان شده که جدا کردن DG در هنگام بروز هر‌گونه خطا چه داخل ناحیه تحت بررسی که به وسیله تجهیزات حفاظتی رفع می‌شود و چه خارج از ناحیه که سبب از دست رفتن شبکه سراسری می‌گردد، می‌تواند از رخ دادن مشکلات حفاظتی مطرح شده جلوگیری کند. مسئله‌ای که وجود دارد، پیشنهاد روش‌هایی با قابلیت اطمینان بالا‌تر و سرعت ‌عمل بیش‌تر است. در فصل بعدی به بررسی انواع روش‌های آشکارسازی حالت جزیره‌ای در سیستم توزیع پرداخته خواهد شد.
فصل سوم
مروری بر روش‌های آشکارسازی حالت جزیره‌ای
۳-۱-مقدمه
در فصل قبل اثرات حضور DG بر حفاظت سیستم توزیع بررسی شد و راه‌کار‌های مختلف نیز برای غلبه بر این مشکلات ارائه گردید. قطع سریع و دقیق DG در هنگام وقوع خطا و بروز حالت جزیره‌ای، یکی از راه کار‌های بسیار مفید در جهت رفع مشکلات حفاظتی ناشی از حضور DG در سیستم توزیع معرفی شد. برای شناسایی حالت جزیره‌ای در سیستم توزیع روش‌های فراوانی ابداع شده‌اند که در یک طبقه‌بندی کلی، این روش‌ها در دو دسته محلی و راه دور قرار می‌گیرند. روش‌های محلی برای شناسایی حالت جزیره‌ای از اطلاعات موجود در محل نصب DG استفاده می‌نمایند که برخی از این پارامتر‌ها در ادامه معرفی خوهند شد. روش‌های راه دور بر پایه‌ی ارتباط مخابراتی استوار هستند که از طریق یک لینک مخابراتی بروز حالت جزیره‌ای به DG مخابره می‌شود. توضیح بیشتر راجع به این روش‌ها نیز در ادامه بیان خواهد شد.
ببسا
الف) بار
تحلیل اطلاعات
ب) بار
ببسا
تحلیل اطلاعات
تزریق اغتشاش همواره
ج)

تشخیص جزیره در مزارع بادی در حضور جبران‌سازهای SVC و STATCOM- قسمت ۲

۲-۱- مقدمه
تاکنون سیستم‌های تولید توان عمدتاً به شکل تولید متمرکز بوده که در آن‌ها، یک شبکه انتقال ولتاژ بالا برای انتقال انرژی و شبکه‌های توزیع ولتاژ متوسط و ولتاژ پایین برای رساندن انرژی به مصرف‌کننده اجزای این سیستم را تشکیل می‌دهند. در این ساختار هیچ تولیدی مستقیماً به سیستم توزیع متصل نشده که این امر اخیراً به شکل محسوسی تغییر کرده است. امروزه انواع مختلف منابع تولیدی کوچک و به عبارتی دیگر DGها به سیستم توزیع متصل می‌شوند. با توجه به اهداف کاهش تولید گاز‌های آلاینده، بسیاری از واحد‌های به کار رفته در سیستم توزیع، منابع انرژی‌های تجدید‌پذیر از جمله توربین‌های بادی، تولیدات آبی در مقیاس کوچک و پانل‌های خورشیدی هستند. همچنین منابع تجدیدناپذیر با بازده‌ی بالا از جمله تولید همزمان گرما و توان (CHP) در واحد‌های DG ممکن است به کار گرفته شود.
اتصال یک DG به سیستم توزیع نه تنها شارش توان در خطوط را تغییر خواهد داد، بلکه سبب تغییر جریان اتصال‌کوتاه در شبکه هنگام خطا خواهد شد. اکثر سیستم‌های حفاظتی با توجه به اینکه اندازه‌ی جریان خطا و جریان بار عادی مشخص هستند، یک حالت غیر‌عادی را آشکار می‌کنند. با توجه به اینکه، DG میزان سهم شبکه از جریان خطا را تغییر می‌دهد، عملکرد سیستم حفاظتی می‌تواند با مشکل رو‌برو شود. در این فصل توضیحی کلی در مورد برخی از مشکلات حفاظتی در سیستم توزیع متصل به DG مطرح و برخی از راه‌کارهای موجود برای غلبه بر آن‌ها شرح داده می‌شود [۲۲].
۲-۲-مشکلات حفاظتی
اتصال منابع تولید پراکنده به سیستم توزیع به سرعت در حال افزایش بوده و تأثیر حضور آن‌ها بر سیستم توزیع به طور محسوسی مشهود است. در این‌جا مسئله‌ای که وجود دارد آن است که آیا سیستم توزیع با حضور DG همچنان حفاظت شده باقی خواهند ماند یا خیر. در [۲۳] این موضوع مطرح شده است که مسائل حفاظتی می‌تواند یکی از بزرگترین موانع محدود‌کننده در استفاده وسیع از منابع DG در سیستم‌های توزیع باشد. تحقیقات وسیعی برای مشخص کردن مشکلات حفاظتی احتمالی در سیستم‌های توزیع مجهز به DG صورت گرفته است. برای مثال در مقالات [۲۴-۲۹] خطرات احتمالی زیر بیان شده است:
کور‌سازی حفاظت[۲۵]
قطع اشتباه
از دست دادن هماهنگی فیوز- بازبست
اختلال در باز‌بست
بازبست خارج از سنکرون
جزیره‌ای شدن ناخواسته
شدت و نوع مشکلات ذکر شده به طرح سیستم حفاظتی و در نتیجه به نوع سیستم توزیع بستگی دارد. کور شدن حفاظت و قطع اشتباه از جمله مشکلات حفاظتی هستند که در هر دو نوع سیستم‌های توزیع کابلی و خطوط هوایی ممکن است رخ دهند. وقوع عدم هماهنگی فیوز-بازبست و اختلال در بازبست از جمله مشکلاتی هستند که تنها در شبکه‌هایی ممکن است به وجود آید که تماماً یا قسمتی از آن‌ها از خطوط هوایی تشکیل شده است. به صورت کلی مشکلات حفاظتی مذکور را می‌توان در دو دسته‌ی زیر جای داد:
مشکلات آشکار‌سازی خطا
مشکلات انتخاب‌گری[۲۶]
در بخش‌های بعد مشکلات حفاظتی ذکر شده در قالب یکی از این دو دسته به صورت دقیق بیان خواهد شد.
۲-۲-۱-کورسازی حفاظت
همان‌طور که اشاره شد، در شبکه‌هایی که DG حضور دارد با اینکه جریان اتصال کوتاه خیلی افزایش می‌یابد اما سهم شبکه از جریان خطا کاهش پیدا می‌کند. به همین خاطر در هنگام وقوع خطا، اتصال کوتاه آشکار نخواهد شد؛ زیرا جریان اتصال کوتاه شبکه هیچ‌گاه به مقدار از پیش تنظیم شده‌ی رله‌ی فیدر نخواهد رسید. عملکرد رله‌های اضافه جریان، رله‌های جهتی و بازبست‌ها به تشخیص یک جریان غیرمعمول بستگی دارد. بنابر‌این تمامی سیستم‌های حفاظتی مجهز به این تجهیزات حفاظتی به دلیل کم شدن سهم شبکه از جریان خطا ممکن است دچار عملکرد نادرست و اختلال شوند. این مکانیزم، کورسازی حفاظت نام دارد و در دسته‌ی اول مشکلات حفاظتی قرار می‌گیرد.
۲-۲-۲-قطع اشتباه
قطع اشتباه ممکن است در شرایطی رخ دهد که DG های متصل به یک فیدر، در جریان خطای فیدر مجاور و متصل به شین مشترک شرکت کند. تأمین بخشی از جریان خطا به وسیله‌ی DG می‌تواند رله‌ی اضافه جریان فیدر سالم را قبل از اینکه فیدر معیوب از مدار خارج شود، دچار تشخیص اشتباه کند. این مسئله در مجموعه‌ی مشکلات انتخاب‌گری قرار گرفته که در شکل۲-۱ نشان داده شده است.
 
شکل۲-۱ مشکل قطع اشتباه به عنوان یکی از اختلالات DG در سیستم توزیع
اگر DG یا محل خطا به شین مشترک نزدیک باشند، این منبع نقش بسزایی در تأمین جریان خطا خواهد داشت، به ویژه احتمال قطع اشتباه در شبکه‌های ضعیف با فیدر طولانی که به وسیله‌ی رله‌های اضافه جریان معین حفاظت می‌شوند بیش‌تر است. در این شرایط تنظیمات رله‌های حفاظتی باید به گونه‌ای باشد که آشکار‌سازی خطا‌های انتهای فیدر را تنظیم کند. در این صورت باید مقدار جریان تنظیمی رله را در مقدار پایینی قرار داد که این مسئله امنیت[۲۷] سیستم حفاظت را کاهش می‌دهد.
[۲۹] نشان می‌دهد که در شرایطی خاص، می‌توان با تنظیم مجدد رله، از قطع اشتباه جلوگیری کرد. در این مقاله پیشنهاد شده است که افزایش زمان رفع خطا در مقایسه با افزایش جریان تنظیمی رله مؤثرتر خواهد بود. افزایش جریان تنظیمی منجر به کاهش حساسیت حفاظتی فیدر شده و در نتیجه ممکن است تمامی خطاها آشکار نگردد. به عبارت دیگر، امنیت سیستم حفاظتی بالا رفته اما قابلیت اطمینان آن کاهش خواهد یافت. کاهش زمان رفع خطا موجب می‌گردد که در ابتدا فیدر معیوب قطع شده و از خروج اشتباه فیدر سالم جلوگیری شود.
۲-۲-۳-مشکلات بازبست
حفاظت فیدر‌های توزیع هوایی به وسیله بازبست خودکار، یک راه‌ بسیار مناسب برای جلوگیری از اختلالات گذرا و کاهش تعداد خاموشی است. به دلیل وجود هماهنگی بین بازبست و فیوز‌های تعبیه شده در انشعاب‌ها، خطا‌های گذرا با انتخاب‌گری مناسب برطرف می‌شوند. با این وجود، اتصالDG به این فیدر‌ها منجر به مشکلات حفاظتی خواهد شد. اول اینکه آشکار‌سازی جریان خطا به وسیله بازبست به خاطر وجود DG ، تحت تأثیر قرار گرفته و در نتیجه منجر به مشکلات آشکار‌سازی خواهد شد. دوم اینکه هماهنگی بین فیوز و بازبست می‌تواند از بین رفته که به‌ طور مستقیم به مشکلات انتخاب‌گری منتهی می‌گردد. این موضوع به طور دقیق در شکل ۲-۲ نشان داده شده است.
 
شکل۲-۲ فیدر توزیع شعاعی شامل تجهیزات حفاظتی الف: تأثیر DG بر عملکرد بازبست ب: تأثیر DG بر هماهنگی فیوز-بازبست
درشکل ۲-۲ الف خطای شماره ۱سبب عبور جریان می‌شود:
 
= + ( ۲-۱)
 
برای خطای شماره‌ی ۱، جریان اتصال کوتاه دیده شده به وسیله‌ی بازبست ۱ (Rec1) برابر است. همان‌طور که در بخش قبل توضیح داده شد، سهم شبکه از جریان خطا کاهش پیدا می‌کند که این مسئله منجر به آشکار‌سازی با تاخیر شود و حتی ممکن است در بدترین شرایط آشکار‌سازی انجام نگیرد. این مورد، نمونه‌ای مناسب برای بیان مشکلات آشکار‌سازی خطاست که ممکن است با حضورDG رخ دهد. برای خطای شماره ۲ جریان دیده شده به وسیله‌ی بازبست ۲، (Rec2) برابر است که از مقدار جریان اندازه‌گیری شده به وسیله Rec1 بیشتر است. بیشتر بازبست‌ها به یک مشخصه‌ی زمان-جریان مجهز هستند و هماهنگی بین Rec1 و Rec2 همچنان باقی می‌ماند.
 
در [۳۰] هماهنگی بین فیوز و بازبست به صورت دقیق مورد بحث قرار گرفته است. همان‌طور که در شکل ۲-۳ نشان داده شده است، فیوز و بازبست به شکلی هماهنگ شده‌اند که خطا برای < < با انتخاب‌گری قابل رفع باشد.
 
شکل۲-۳ هماهنگی بین یک فیوز انشعاب و بازبست
برای شرایط موجود در شکل۲-۲-ب هماهنگی بین فیوز و بازبست برای حالتی که > باشد از بین خواهد رفت. در این حالت منحنی فیوز زیر منحنی بازبست قرار خواهد گرفت و فیوز قبل از اینکه بازبست عمل کند خطا را رفع خواهد کرد. در این صورت خطا‌های گذرا به صورت دائمی رفع شده و منجر به خاموشی‌‌های غیر‌ضروری می‌گردد.