تشخیص جهت خطاي سه فاز سیستمهاي توزیع شامل منابع تولید پراکنده بادي مبتنی بر ژنراتور القایی دو سو تغذیه فرزاد حاجیمحمدي 1 دکتر بهادر فانی 2 1 دانشکده مهندسی برق واحد نجف آباد دانشگاه آزاد اسلامی نجف آباد ایران. farzad.hajimohammadi@gmail.com 2 دانشکده مهندسی برق واحد نجف آباد دانشگاه آزاد اسلامی نجف آباد ایران. bahador.fani@gmail.com چکیده- با اتصال منابع تولید پراکنده به سیستمهاي توزیع ضرورت به روز رسانی برخی از رلههاي اضافه جریان به نوع جهتی آنها ایجاد میشود که یک حفاظت انتخابگر را اراي ه میدهند. عملکرد رلههاي اضافه جریان جهتی به طور معمول بر اساس مقایسهي فاز زاویه بین فازور جریان خطا و یک کمیت پلاریزه که به طور نرمال یک سیگنال ولتاژ میباشد. توربینهاي بادي مبتنی بر ژنراتور القایی دو سو تغذیه سهم قابل توجهی از ظرفیت منابع تولید پراکنده امروزي را تشکیل میدهند. این مقاله نقص عملکرد عناصر جهتی نوعی را در طول خطاهاي سه فاز براي سیستمهاي توزیع شامل توربین بادي مبتنی بر DFIG را نمایش میدهد. این نقص عملکرد ناشی از رفتار منحصر به فرد DFIG ها در طول خطا میباشد که بر روي شیوههاي رلهگذاري معمول اثر میگذارد. این مقاله همچنین یک روش طبقهبندي جریان خطا را پیشنهاد میکند و همچنین یک شناسایی دقیق و سریع جهت خطا مبنی بر خواص شکل موج جریان را فراهم می کند.ارزیابی عملکرد طرح پیشنهادي توسط شبیهسازيهاي انجام شده در نرم افزار PSCAD/EMTDC براي شبکه IEEE34BUS اثر بخشی متد پیشنهادي را تا یید میکند. کلمات کلیدي- رلهگذاري جهتی سیستم توزیع ژنراتور القایی دو سو تغذیه جریان خطاي سه فاز تولید پراکنده مبتنی بر انرژي باد. 1- مقدمه: استفاده از منابع تولید پراکنده به طور گسترده در دهه گذشته گسترش یافتهاند و انتظار میرود که در آینده نقش مهمی در تولید توان را ایفا کنند که باعث افزایش قابلیت اطمینان سیستم کاهش تلفات اصلاح پیک توان و دیگر مزایا اشاره کرد [1]. گسترش منابع تولید پراکنده باعث اتصال آسانتر تجهیزات منابع انرژي تجدیدپذیر همچون انرژي باد شده است. ژنراتورهاي القایی یکی از تکنولوژيهاي اصلی به کار رفته در منابع تولید پراکنده مبتنی بر سیستمهاي بادي میباشند به خصوص از نوع ژنراتور القایی دو سو تغذیه که داراي سرعت متغیر و کانورتر با سایز متوسط به طور توام هستند و بزرگترین سهم از ظرفیت تجهیزات بادي نصب شده را به خود اختصاص دادهاند [2]. علیرغم محاسن متعدد تولیدات پراکنده رشد حال حاضر آن- ها باعث چالشهاي مختلفی در سیستمهاي توزیع شده است. سهم قابل توجهی از این چالشها همچون مقررات سختتر براي تنظیمات رلههاي حفاظتی در سیستمهاي توزیع میباشد. به عنوان مثال تولیدات پراکنده به علت افزایش سطح جریان اتصال کوتاه باعث از دست رفتن هماهنگی بین رلههاي اضافه جریان میشود[ 3 ]. سیستمهاي توزیع به طور معمول از یک فیدرشعاعی از یک سو تغذیه تشکیل شدهاند در نتیجه جریانهاي خطا در یک جهت میباشند. استفاده از منابع تولید پراکنده در سیستمهاي توزیع مدرن باعث جاري شدن جریان خطا در دو جهت میشود بنابراین براي داشتن یک سیستم حفاظتی انتخابگر نیاز به رله- هاي اضافه جریان جهتی میباشیم[ 4 ]. رلههاي اضافه جریان جهتی معمولا بر اساس اختلاف زاویه بین فازور جریان خطا و یک کمیت پلاریزه که میتواند توالی صفر یک خط سیگنال ولتاژ مرجع باشد عمل میکنند[ 5 ]. جهتی این مقاله یک نقطه ضعف جدي عملکرد رلههاي اضافه جریان در طول خطاي سه فاز را در حالتی که منابع تولید پراکنده مبتنی بر DFIG به سیستم توزیع متصل باشند را نشان میدهد. همچنین نشان داده شده است که روش معمول پیدا کردن زاویه فاز بین سیگنال ولتاژ و جریان خطا قادر به تشخیص جهت درست خطا نمیباشد. این مقاله همچنین یک راه حل مبتنی بر اختلاف بین جریانهاي اتصال کوتاه DFIG و
f ma x max t T t T پست برق بر طبق خواص شکل موج آن ها را پیشنهاد میدهد. صحت عملکرد جامع و کامل با استفاده از سیستم IEEE 34 BUS اثر بخشی روش پیشنهاد شده را تایید میکند. 2- بررسی رفتار DFIG تحت شرایط خطا: رفتار ژنراتورهاي القایی قفس سنجابی در مقالات متعددي هم چون [6] - [8] بررسی شده است. جریان SCIG پس از وقوع اتصال کوتاههاي سه فاز در ترمینال ماشین از طریق رابطهي زیر به دست میآید: V 1 1 i t e 1 S X X s 1. 5X s V 1 cos 1 S t e cos 1 S X (1) در رابطه فوق Vmax دامنه ولتاژ قبل از خطا S لغزش ژنراتور القایی ω فرکانس زاویهاي اصلی α زاویه اولیه خطا X راکتانس Xσs ماشین گذراي مغناطیسکنندگی استاتور راکتانس نشتی استاتور راکتانس Xms Ta ثابت زمانی استاتور و T ثابت زمانی اتصال کوتاه که به صورت معکوس با مقاومت رابطه است. رتور در اگر چه رابطه (1) که بیانگر جریان خطاي SCIG میباشد براي جریانهاي اتصال کوتاه سه فاز DFIG نیز صدق میکند اما بعضی از پارامترهاي رابطه ي (1) براي DFIGها متفاوت می- باشد. یکی از مهمترین این پارامترها عنصر لغزش ماشین است که بر روي رله جهتی اثر میگذارد. سرعت رتور SCIG در یک رنج محدود و نزدیک به سرعت سنکرون محدود میباشد بنابر این لغزش ماشین خیلی کوچک خواهد بود و ترم (s-1) که در رابطه ي (1) در یک ترم سینوسی ضرب شده است قابل صرف- نظر خواهد بود. در یک DFIG با توجه به سرعت متغیر باد و تغییرات سرعت موثر رتور حول ± محدوده 30 سرعت سنکرون لغزش در درصد میشود و متعاقبا دیگر در رابطه ي (1) ترم (s-1) قابل صرفنظر نخواهد بود و فرکانس اساسی جریان خطا در رنج 42 تا 78 هرتز به ازاي فرکانس 60 هرتز سیستم تغییر میکند. براي نمایش این موضوع سیستم تست ساده مطابق شکل (1) که شامل تولید پراکنده بادي مبتنی بر DGIG میباشد در نرم افزار PSCAD/EMTDC شبیه سازي شده است. شکل( 1 ): دیاگرام یک سیستم توزیع ساده با منبع تولید پراکنده DFIG شکل( 2 ): جریان خطاي سه فاز DFIG براي سرعت هاي زیر سنکرون و بالاي سنکرون رتور در t = 7 s یک خطاي سه فاز در باس شماره 4 (باس بدون منبع پراکنده) مطابق شکل( 1 ) اتفاق افتاده است. جریان فاز A اندازهگیري شده نمایش داده شده است توسط رلهها در ابتداي فیدر در شکل (2) براي سرعت زیر سنکرون و بالاي سنکرون رتور لغزش به ترتیب مثبت و منفی خواهد بود. شکل موج نشان داده شده الگوي کلی جریان خطا در رابطه ي (1) را تا یید میکند و علاوه بر این وابستگی نوسانات جریان به لغزش نیز مشهود است. -3 رله گذاري جهتی در حضور DFIG ها: رله نصب شده در ابتداي فیدر در حضور منبع تولید پراکنده در شکل( 1 ) با نام DIR12 نمایش داده شده است. رله DIR12 باید یک رله جهتی باشد تا از فرمان قطع غیر ضروري به علت تاثیر منابع تولید پراکنده بر خطا در باسهاي دیگر جلوگیري کند. بر اساس تجربیات عملی رلهگذاري جهتی نوعی براي اتصال کوتاههاي سه فاز تجهیزات حفاظتی جهتدار دیجیتال مانند[ 9 ] و[ 10 ] ساخته شدهاند. DIR12 داراي حافظه قطبی است به این معنی که جریان هر فاز با ولتاژ قبل از خطاي همان فاز مقایسه میشود. نتایج حاصل از این مطالعات مستقلا براي زاویه مشخصه
رله جهتی (RCA) میباشد. براي سادهسازي محاسبات RCA صفر در نظر گرفته شده است. DIR12 فازور ولتاژ را با استفاده از تبدیل فوریه گسسته (DFT) اندازهگیري میکند. با توجه به خواص منحصر به فرد جریان خطاي سه فاز DFIG عملکرد رله DIR12 توسط سه روش مختلف براي اندازهگیري فازور جریان (PMTs) انجام میگیرد که بیان کننده کاهش افت dc جریان خطا در فازور اندازهگیري شده می باشد..1.2.3 روش 1,25 سیکل فیلترکسینوسی (CF) [11]. روش یک سیکل حداقل مربعات خطا( LES ) [12] که به روش معمول اشاره دارد.( CLES ) LES روش اصلاح شدهي ( MLES) : LES دو روش اول به عنوان روش PMTs در این مقاله نامگذاري شده است که به طور گسترده در رلههاي تجاري مدرن استفاده میشوند[ 11 ]. MLES روش نسخه اصلاح شدهي تکنیک CLES است و دامنه کاهشی نمایی براي تجهیزات اساسی شبکه در نظر میگیرد که مخصوص مطالعه جریانهاي اتصال کوتاه DFIG میباشد. به غیر از نرخ نمونهبرداري که در این مقاله 3840 هرتز است فرکانس سیگنال تحت مطالعه نیز همچنین باید توسط فیلترهاي دیجیتال و با کمک از روشهاي PMTs بالا ساخته شود. 4- روش تشخیص شکل موج پیشنهادي: با صرفنظر کردن از هارمونیکها و نویز که اثر آن ها بعدا در نظر گرفته خواهد شد جریان خطا به صورت زیر میتواند بیان شود: i I sin wt I sin e f m m τ ثابت زمانی کاهش افت dc و α زاویه خطا (تعیین کننده مقدار t (2) اولیه افت ( dc میباشند. شکل( 3 ): مقایسه بین فازور جریانهاي خطاي اندازه گیري شده براي پست برق و DFIG I m و = 1 τ = 40ms α جریان 2 به ازاي = 90.(a) (b). جریان 1 به ازاي اجزا یکسان ac و dc به ترتیب با ثابت زمانی 40 و 80 ms شکل( 3 ) همچنین فازورهاي به دست آمده توسط سه روش PMTs را که قبلا ذکر شده را نمایش میدهد. جریان خطاي DFIG و فازور اندازهگیري شده آن داراي الگوي نمایشی متفاوت هستند. به عنوان یک مورد نمونه شکل( b-3 ) جریان مشخص شده به شماره 1 را به براي دامنههاي جزییات ac و dc یکسان و به ترتیب به ازاي ثابت زمانی ac و dc برابر با 40 و 80 ms نمایش میدهد. فرکانس ac اجزا 60 هرتز می باشد. روشهاي PMTs بالا دوباره براي پیدا کردن فازور جریان به کار رفته است. کاهش طبیعی جز ac به طور مستقیم در فازورهاي اندازهگیري شده نمایان است. کاهش فازورها در شکل( b-3 ) به طور مشخصی با الگوي یکسان مشاهده شده در شکل (3-a) در تضاد است. همان طور که از رابطه (3) مشخص است درصد نسبی کاهش دامنه فازور اندازهگیري شده براي جریان خطاي یک فاز را اندازهگیري می کند: ρ 1φ I f 1 I f 2 I f max 100 I I f 2 f 2 (3)
در فرمول (3) f1 Iماکزیمم فازور اندازهگیري شده در طول نیم سیکل اول بعد از پاسخ زمانی اولیه روش PMT به کاربرده شده I f2 میباشد. مینیمم فازور اندازهگیري شده در طول نیم سیکل دوم بعد از پاسخ زمانی اولیه روش PMT به کاربرده شده براي جریان میباشد. مقدم بر I f-max I f2 بزرگترین دامنه براي جریانهاي نمونه و 4 ms بعد از فعال شدن DD می باشد. براي I f-max حداکثر ارتباط با مولفه اصلی در نظر گرفته شده است. تاخیر 4ms از اشتباه در حداکثر جریان اولیه که ممکن است ناشی از رزونانس حداکثر ارتباط با مولفه اصلی باشد جلوگیري کند. جدول( 1 ): پارامتر هاي رابطه (3) براي جریان هاي نشان داده شده در شکل( 3 ) Fault Current Fig. 5(a) Fig. 5(a) If-max PMT IF1 IF2 φ1ρ 1.182 1.717 CLES 1.006 0.9953 1.96 MLES 1.007 0.9945 2.29 COS 1.014 0.9883 4.77 CLES 0.8998 0.7277 55.8 MLES 0.9902 0.8017 50.35 COS 0.8956 0.7273 54.63 If1 و If2 شامل روشهاي متفاوت PMTs همراه با If-max و نتایج به دست آمده براي در جدول (1) براي دو جریان نشان داده شده در شکل (3) آمده است. اکثر فازورهاي اندازهگیري شده براي جریانهاي شکل( a-3 ) یکسان هستند و منجر به هاي خیلی کوچک میشوند. این در حالی است که با توجه به نمودار کاهشی براي جریان خطاي DFIG این مقادیر در شکل (3-b) خیلی بزرگ هستند. به بیان دیگر قادر به تشخیص جریان خطاي جاري شده از پست برق سیستم توزیع نسبت به جریان خطاي منبع تولید پراکنده مبتنی بر DFIG میباشد. فاصله بین φ1ρ براي جریان خطاي پست برق نسبت به DFIG از طریق کسر دوم سمت راست رابطه (3) برقرار میشود به طوري که افست dc جریان خطاي یک پست برق هرگز نمیتواند از دامنه فرکانس اصلی تجاوز نماید که براي جریانهاي خطاي DFIG این گونه نمیباشد. روش PMT به کار رفته براي به دست آوردن پارامترهاي رابطه (3) بر روي مقدار اثر میگذارد. شکل( 4 ): شاخص به دست آمده براي جریانهاي رابطه (2) با در نظر گرفتن زاویه اولیه خطا و ثابت زمانی افستdc. φ 3ρ.(b). (a) φ 3ρ به عنوان جمع خاطر مقدار بزرگ براي جریانهاي سه فاز میباشد. به و به طبع φ 3ρ براي جریان هاي خطاي DFIG یک آستانه عملکرد ثابت براي طبقهبندي جریانهاي خطا در نظر گرفته شده است. معیار تنظیمات آن بر اساس ماکزیمم شاخص جریانهاي خطاي شرح داده شده در رابطه (3) میباشد. تنظیمات جریان سه فاز در رابطه (3) با قرار دادن = ±120 α صورت میپذیرد. محدوده تغییرات α و τ در رابطه (3) به ترتیب از [180+ و 180 -] درجه و [ 100 و 1 ] میلی ثانیه می باشد و همچنین فازور هر یک از آنها بررسی شده است. نتایج در شکل( 4 ) گویاي این است که φ 3ρ و A فاز به ترتیب به مقادیر ماکزیمم خود یعنی % 6,17 و % 9,81 رسیده اند. با در نظر گرفتن فاکتور ایمنی % 100 براي منظور کردن اثر نویز و هرگونه حالت گذراي دیگر 20+ % φ3ρ براي طبقهبندي جریان خطا انتخاب شده است. به عنوان آستانه عملکرد
5- نتایج شبیه سازي : عملکرد روش پیشنهادي براي سیستم IEEE34BUS به طور توسط شبیهسازي کامل نرمافزار در PSCAD/EMTDC مورد مطالعه قرار گرفت. این سیستم به عنوان یک سیستم معیار براي مدلسازي سیستم توزیع میباشد که جزي یات آن در مرجع [14] موجود میباشد. جریانهاي شبیهسازي شده به نرمافزار Matlab جهت ارزیابی روش پیشنهادي منتقل شدهاند. سیستم تست و همچنین مشخصات منبع تولید پراکنده مبتنی بر DFIG متصل به شبکه در باس 848 که در انتهاي سمت راست سیستم نمایش داده شده است در شکل( 5 ) آمده است. مکانیزم کنترل کانورترهاي DFIG همراه با مشخصات توربین بادي و سیستم کنترل زاویه پره بر اساس مدل صنعتی اراي ه شده در مرجع [15] میباشد. پس از اتصال منبع تولید پراکنده باسهایی که در شکل (5) با خط مشکی ثابت نشان داده شده اند جهت اطمینان از داشتن یک حفاظت انتخابگر نیاز به رلههاي جهتی دارند. عنوان جریان DFIG طبقهبندي کند و به طبع جهت خطا را به سمت پست برق سیستم توزیع یعنی باس 800 تشخیص دهد. الگوي کاهشی براي اجزاء ac و فازورهاي اندازه گیري شده براي تمامی فازها مشخص میباشد و براي فازهاي B A و C به ترتیب برابر % 39,27 22,58 % و % 18,69 می باشد. در φ 3ρ نتیجه برابر % 80,54 می باشد که تقریبا چهار برابر بزرگتر از مقدار آستانه آن است و جریان به صورت صحیح جریان DFIG در نظر گرفته شده بود. شکل( 5 ): سیستم IEEE34BUS به همراه منبع تولید پراکنده مبتنی بر DFIG تشخیص جهت خطا توسط روش پیشنهادي در شرایط مختلف انجام پذیرفت. تست شامل مکانهاي متفاوت خطا سرعتهاي متفاوت باد زاویه اولیه خطا و در مکانهاي مختلف رله جهتی اضافه جریان قرار گرفت. نتایج به دست آمده اثر بخش بودند و مو ید کارایی روش پیشنهادي بودند. 1-5- خطا در باس : 842 در لحظه t = 9 s و به ازاي لغزش + 6,7 % براي DFIG و مقاومت کروبار غیر صفر یک خطاي سه فاز در باس 842 اتفاق افتاده است. جریانهاي سه فاز ثبت شده در باس 844 در شکل (6) نمایش داده شده است. رله باس 844 باید جریان خطا را به شکل( 6 ): جریانهاي ثبت شده در باس 844 B فاز.(b) A فاز.(a) به ازاي خطا در باس 842 C فاز.(c) 6- نتیجه گیري : ولتاژ نوسانات ذخیره شده براي عناصر حفاظتی جهتدار پلاریزه شده در طول اتصال کوتاههاي سه فاز در محدوده نزدیکی از فرکانس نامی میباشد. نوسانات جریان خطا براي منابع تولید پراکنده مبتنی بر DFIG به سرعت باد وابسته می باشد و به طور قابل ملاحظهاي از فرکانس نامی منحرف می شود. بر این اساس در این مقاله نشان داده خواهد شد که یافتن جهت خطا توسط روشهاي معمول پیدا کردن اختلاف فاز بین فازور ولتاژ و
the relaying practices subcommittee, IEEE Power System Relaying Committee [Online]. Available: www.pes-psrc.org/reports/untar- Ed2.pdf. [12] M. S. Sachdev and M. A. Baribeau, A new algorithm for digital impedance relays, IEEE Trans. Power App. Syst., vol. PAS-98, no. 6, pp. 2232 2240, Nov. 1979. [13] Schweitzer Engineering Laboratories (SEL). (Jun. 2013). Instruction manual for SEL-411L relay: Protection and automation system. SEL, Pullman, WA, USA [Online]. Available: www.selinc.com/sel-411l. [14] IEEE. IEEE PES distribution test feeders [Online]. Available: http://ewh. ieee.org/soc/pes/ dsacom/testfeeders/feeder34.zip. [15] K. Clark, N. W. Miller, and J. J. Sanchez-Gasca. (Jun. 2008). Modeling of GE wind turbine-generators for grid studies. GE, Schenectady, NY, USA [Online]. Available: www.pes psrc.org/c/c17/ge%20wtg%20modeling- v4%202.pdf. جریان امکانپذیر نمیباشد. علاوه بر این یک روش جدید براي طبقهبندي جریان خطا بر اساس خصوصیات شکل موج آنها و درصد حل مشکل فوق اراي ه گردید. شاخص کاهش فازور جریان را بعد از دو سیکل از وقوع خطا اندازهگیري میکند. جمع براي سه فاز قادر به طبقهبندي مطمي ن و قابل اعتماد جریانهاي خطا بود. عملکرد روش پیشنهاد شده توسط سیستم IEEE34bus مورد آزمایش قرار گرفت. نتایج به دست آمده صرفنظر از محل خطا و رله کاملا موفقیت آمیز بود. -7 مراجع : [1] R. Dugan and T. McDermott, Distributed generation, IEEE Ind. Appl. Mag., vol. 8, no. 2, pp. 19 25, Mar./Apr. 2002. [2] A. D. Hansen, Generators and power electronics for wind turbines, in Wind Power in Power Systems, 2nd ed. Hoboken, NJ, USA: Wiley- Blackwell, 2012, pp. 73 104. [3] T. Seegers, K. Birt, R. Beazer, M. Begovic, K. Behrendt, S. Boutilier et al. (Aug. 2004). Impact of distributed resources on distribution relay protection. Report of working groupd3of the line protection subcommittee, IEEE Power System Relaying Committee [Online].Available: www.pes-psrc. org/reports/wgd3impactdr.pdf. [4 T. K. Abdel-Galil, A. E. B. Abu-Elanien, E. F. El-Saadany, A. Girgis, Y. A.-R. I. Mohamed, M. M. A. Salama, and H. H. M. Zeineldin. (Jun. 2007). Protection coordination planning with distributed generation. National Resources Canada [Online]. Available: http://canmetenergy.nrcan. gc.ca/sites/canmetenergy.nrcan.gc.ca/files/files/pubs/2007-149e.pdf. [5] S. H. Horowitz and A. G. Phadke, Nonpilot overcurrent protection of transmission lines, in Power System Relaying, 3rd ed. Hoboken, NJ, USA: Wiley, 2008, pp. 75 100. [6] L. Y. Yu, I. Minceff, D. W. Hamilton, and G. W. Bottrell, Motor contribution during three-phase short circuit fault, IEEE Trans. Ind. Appl., Vol. IA-18, no. 6, pp. 593 599, Nov. /Dec. 1982. [7] F. Sulla, Island operation with induction generators Fault analysis and protection, Ph.D. dissertation, Dept. Measurement Technology and Industrial Electrical Engineering, Lund Univ., Lund, Sweden, 2009. [8] N. D. Tleis, Modelling of ac rotating machines, in Power Systems Modelling and Fault Analysis, 1st ed. Oxford, U.K.: Newnes, 2008, pp. 301 396. [9] Toshiba. (2012). Instruction manual for GRE140 directional overcurrent protection relay. Toshiba [Online]. Available: www.toshiba-tds.com/ tandd/pdf/pcsystems/manual/6f2t0177_r2.1_gre140_manual.pdf. [10] Siemens. (Apr. 2013). Complete technical manual for 7SG11 argus 1-6 overcurrent protection relay. Siemens. Erlangen, Germany [Online].Available:www.energy.siemens.com/ecc_pool/REYROLLE_P rotection/41555e0b-0bb4-41c8-8018-db7ee181ef52/7sg11%20- %20Argus%201-6%20Complete%20Technical%20Manual.pdf. [11] M. S. Sachdev, R. Das, A. Apostolov, S. M. Brahma, A. Darlington, F. Lopez et al. (Jan. 2009). Understanding microprocessorbased technology applied to relaying. Report of working group I-01 of