جزيره­ اي شدن ناخواسته شبکه برق و روش های شناسایی آن

2-1 جزيره­ اي شدن ناخواسته[1]:

زماني كه يك دستگاه حفاظتي ( مانند:كليد، ريكلوزر يا سكسيونر) كه بين واحد توليد پراكنده و شبكه­ي اصلي قرار دارد، عمل كند، امكان شكل گيري جزيره وجود خواهد داشت. مشكل اصلي در اين حالت زماني است كه اختلاف بار الكتريكي قسمت جزيره شده با ميزان انرژي الكتريكي توليد شده در جزيره، كم باشد. تحت اين شرايط تغييرات ولتاژ و فركانس قسمت جزيره شده كند بوده و تجهيزات حفاظتي قادر به تشخيص شكل گيري جزيره نخواهند بود.

اگر بار و توليد در جزيره نزديك به هم نباشند (نسبت آنها حداقل 3 به 1 باشد[1]) ولتاژ و فركانس به سرعت تغيير كرده و در نتيجه با عملكرد تجهيزات حفاظتي از ايجاد جزيره­ي ناخواسته جلوگيري مي­شود.

به طور كلي هنگام جزيره­اي شدن ناخواسته كه در آن منابع توليد پراكنده از طريق نقطه­ي اتصال مشترك[2] ناحيه­ي جزيره شده را برقدار مي­كنند، سيستم حفاظتي موجود بايد شكل­گيري جزيره را شناسايي كرده و حداكثر طي 2 ثانيه بعد از به وجود آمدن جزيره، منابع توليد پراكنده را از مدار خارج كند.[1]

2-2 لزوم شناسایی جزیره[3] :

سئوالی که در این بحث مطرح است، اینست که چرا باید جزیره­ای شدن را شناسایی کنیم ؟

سیستم قدرت یک سیستم پیچیده است و درک و تحلیل آن همواره کار ساده­ای نیست . این سیستم یک سیستم گسترده بین کشورها و حتی قاره­هاست . خطاها و اتفاقات زیادی در این سیستم رخ می­دهند که تعداد زیادی از آنها بدون دخالت انسان رفع می­شوند .

شرکت­های برق در مورد امنیت سیستم­های قدرت و پرسنل بهره بردارمسئولند. اگر قسمتی از سیستم قدرت به صورت یک جزیره­ی کنترل نشده ( ناخواسته ) عمل کند، ممکن است برای پرسنل شبکه که مسئول تعمیرات و نگه داری آن قسمت از شبکه اند، خطرناک بوده و حتی باعث مرگ آنان شود و همچنین به تجهیزات شبکه آسیب جدی برساند بنابراین شناسایی قسمت­هایی از شبکه که به صورت جزیره­ای در آمده­اند امری مهم و ضروری است.

با توجه به ديدگاههاي متفاوتي كه در زمينه­ي حفاظت در برابر جزيره­اي شدن ناخواسته وجود دارد، روش هاي متفاوتي برای اینکار در نظر گرفته مي­شود. در حالي كه در بسياري از كشورها سطح حفاظت پايين و بر مبنای پايش فركانس و ولتاژ، مناسب فرض شده است در برخي كشورهاي ديگر روش­هاي جايگزين مطمئن تري( و در عين حال پر هزينه تر)، براي دستيابي به ايمني بيشتر، ‌مورد استفاده قرار مي گيرد.

بسياري از متخصصان، جزيره­اي شدن را به عنوان پديده­اي در نظر مي­گيرند كه خيلي به ندرت اتفاق مي­افتد و نيازي به ملاحظات ايمني بيشتري ندارد، اما برخي ديگر با توجه به مسايل و تحقيقات تئوري، احتمال به وقوع پيوستن و همچنين خطرات اين پديده را زياد مي­دانند.

 تا سال 2006 هيچ تجربه­ي واقعي درمورد اينكه شكل گيري جزيره­ي ناخواسته باعث ايجاد مشكلات اساسي براي ايمني و بهره برداري شبكه گردد، گزارش نشده است. اما با توجه به رشد روز افزون تعداد منابع توليد پراكنده در شبكه، احتمال به وقوع پيوستن اين پديده دور از انتظار نيست.

2-3 روش های شناسایی شکل گیری جزیره­ ی ناخواسته:

هدف اين بخش تعيين مواردی است كه به کمک آنها مي­توان از عملكرد سيستم در حالت جزيره­اي جلوگيري كرد.

جلوگيري از عملكرد سيستم در حالت جزيره­اي شامل دو بخش زير است:

1- شناسايي شكل­ گيري جزيره­ ي ناخواسته:

اين بخش شامل شناسايي شروع شكل گيري جزيره، انتقال به حالت جزيره­اي و شکل گیری حالت جزيره­اي به كمك تجهيزات اندازه گيري و مخابراتي است.

2- از بين بردن حالت جزيره ­اي:

اين امر به كمك تجهيزات كليد زني و يا كنترل مناسب ژنراتور و حتي بارها، انجام مي­پذيرد.

با توجه به موارد بالا حفاظت در برابر جزيره­اي شدن ناخواسته را مي توان به 4 بخش زير تقسيم بندي كرد:

1- اندازه گيري محلي كميت­هاي الكتريكي محلي ( روش پسيو)

2- اندازه گيري محلي پارامترهاي سيستم ( روش اكتيو)

3- از بين بردن پايداري جزيره (روش اكتيو)

4- روش­هاي مخابراتي و كنترل از راه دور (تریپ داخلی)

شكل زير پارامترهاي مختلفي را كه در هر كدام از روش هاي بالا مورد استفاده قرار مي­گيرند، نشان مي­دهد.

شکل 2-1- پارامترهای قابل اندازه گیری در هر یک از روش های شناسایی جزیره

در شكل بالا:

OVP : Over Voltage Protection

UVP : Under Voltage Protection

OFP : Over Frequency Protection

UFP : Under Frequency Protection

ROCOF: Rate Of Change Of Frequency

SMS: Slip Mode frequency Shift

AFD: Active Frequency Drift

SFS: Sandia Frequency Shift

FJ: Frequency Jump

SVS: Sandia Voltage Shift

DVS: Differential Voltage Shift

2-3-1-اندازه گيري محلي پارامترهاي الكتريكي محلي( روش­هاي پسيو):

اين روش كم هزينه ترين روش حفاظت در برابر جزيره­اي شدن ناخواسته است. به دليل اينكه در اين روش هيچ تغييري در پارامترهاي اندازه گيري شده اعمال نمي­گردد، به اين روش­ها، روش­هاي پسيو گفته مي­شود. حفاظت پسيو شامل سه مرحله است:

1- اندازه­ گيري مقادير مورد نظر

2- تحليل مقادير اندازه ­گيري شده

3- خروج واحد توليد پراكنده از مدار در صورت شكل­ گيري جزيره­ ی ناخواسته

با توجه به سيستم­هاي كنترلي موجود در منابع توليد پراكنده، ولتاژ ترمينال ژنراتور همواره اندازه گيري مي­شود، بنابراين براي دسترسي به روش پسيو حفاظت در برابر جزيره ­اي شدن ناخواسته، تجهيزات كمي مورد نياز خواهد بود. در نتيجه هزينه اجراي روش­ هاي پسيو جهت حفاظت در برابر شكل­ گيري جزيره­ ی ناخواسته پائين خواهد بود.

در روش­هاي پسيو مي­توان پارامترهاي ولتاژ، جريان،فركانس و مرجع زمين را مورد اندازه­گيري قرار داد.[5]

- براي پايش ولتاژ مي­توان از مشخصات زير استفاده كرد:

دامنه، دامنه ي گام، جابجايي بردار، فليكر، هارمونيك، پايداري

- براي پايش جريان مي­توان از مشخصات زير استفاده كرد:

دامنه، جهت، فاز ( نسبت به ولتاژ)

- براي پايش فركانس مي­توان از مشخصات زير استفاده كرد:

دامنه، نرخ تغييرات، پايداري

- براي پايش مرجع زمين مي­توان از مشخصات زير استفاده كرد:

امپدانس، ولتاژ زمين

روش­هاي پسيو با توجه به كم هزينه بودن، روش­هاي مناسبي براي حفاظت در برابر جزيره­اي شدن ناخواسته اند اما مشكل اساسي آنها زماني است كه اختلاف بار و توليد در قسمت جزيره­اي كم باشد، در اين حالت پارامترهاي اندازه­گيري شده در اين روش تغييرات چنداني نسبت به شرايط عادي عملكرد شبكه نخواهند داشت، در نتيجه اين روش­ها نمي توانند قابليت اطمينان كافي را در شناسايي جزيره داشته باشند.

روش­هاي پسيو براي خروج ژنراتور از مدار و از بين بردن جزيره، نيازمند زمان نسبتاَ زيادي هستند همچنين اين روش ها ممكن است نسبت به اختلالات ساير قسمت­هاي شبكه حساس باشند و نتوانند بين جزيره­اي شدن شبكه و ساير اختلالات تمييز قايل شوند.

2-3-2-اندازه گيري محلي پارامترهاي سيستم( روش­هاي اكتيو):

روش­هاي اكتيو بسيار موثرتر و سريع تر از روش هاي پسيو عمل مي­كنند. اندازه گيري پارامترهاي سيستم، نيازمند نصب تجهيزات اندازه­گيري و كنترلي مناسب است كه اين امر هزينه­ي اجراي اين سيستم حفاظتي را نسبت به روش هاي پسيو افزايش مي­دهد.

حفاظت اكتيو شامل 4 مرحله­ي زير است:

1- تزريق سيگنال جهت اندازه­گيري پارامتر مورد نظر.

2- اندازه­گيري مقادير مورد نظر.

3- تحليل مقادير اندازه­گيري شده.

4- خروج واحد توليد پراكنده از مدار در صورت شكل­گيري جزيره.

پارامترهايي كه در اين روش مي توانند اندازه­گيري شوند امپدانس و اينرسي سيستم است. امپدانس مي­تواند در يك فركانس خاص ( فركانس شبكه يا فركانس هارمونيك ها) يا در يك دوره­ي زماني خاص(گذرا يا ماندگار) اندازه­گيري شود.

يكي از مشكلات اين روش احتمال ايجاد مشكلاتي توسط سيگنال تزريقي جهت اندازه­گيري پارامترهاي شبكه است. از جمله­ي اين مشكلات مي­توان به افزايش دماي ترانس ها، افزايش دماي كابل ها و هادي ها و ... اشاره كرد.

2-3-3-از بین بردن پایداری جزیره:

در این روش با اعمال یک سیستم کنترلی مناسب بر روی گاورنر و AVR ژنراتور، هنگام شکل­گیری جزیره این سیستم پارامترهای اساسی شبکه را (ولتاژ و فرکانس) از محدوده­ی مجاز خود خارج می­کند که این امر باعث ایجاد شرایط غیر عادی در شبکه شده و در نتیجه شکل­ گیری جزیره به سادگی توسط تجهیزات پایش ولتاژ و فرکانس قابل شناسایی خواهد بود.

2-3-4-روش­های مخابراتی از راه دور:

این روش که اغلب تریپ داخلی نامیده می­شود بر مبنای پایش وضعیت کلیدهایی است که قسمت های جزیره­ای ( قسمت هایی که احتمال جزیره­ای شدن آنها وجود دارد) را به شبک ه­ی اصلی متصل می­کنند. این طرح حفاظتی وضعیت کنتاکت کمکی کلید ها را چک می­کند و در صورتی که این کنتاکت باز باشد، واحد تولید پراکنده را از مدار خارج می­کند. مشکل اصلی این طرح پرهزینه بودن اجرای آن است.

مزایای طرح تریپ داخلی:

1- خروج سریع ژنراتور از مدار بدون اینکه منتظر افت ولتاژ و فرکانس باشد.

2- خروج قطعی ژنراتور هنگام جزیره­ای شدن حتی اگر ولتاژ و فرکانس تغییر نکنند.

3- عدم خروج ژنراتور در مواقع غیر ضروری (برای مثال افت فرکانس)

معایب طرح تریپ داخلی:

1- این سیستم حفاظتی نیازمند یک منبع جریان کمکی است.

2- هزینه­ی اجرای این سیستم حفاظتی بالاست.