Islanding - Islanding

Islanding er tilstanden der en distribuert generator (DG) fortsetter å drive et sted selv om ekstern strømnett ikke lenger er til stede. Islanding kan være farlig for hjelpearbeidere, som kanskje ikke innser at en krets fortsatt er strømforsynt, og det kan forhindre automatisk tilkobling av enheter. I tillegg, uten streng frekvenskontroll , kan balansen mellom belastning og generering i øya kretsen brytes, og dermed føre til unormale frekvenser og spenninger. Av disse grunner må distribuerte generatorer oppdage øya og umiddelbart koble fra kretsen; dette er referert til som anti-øying .

Et vanlig eksempel på islanding er en distribusjonsmater som har solcellepaneler festet. I tilfelle strømbrudd vil solcellepanelene fortsette å levere strøm så lenge det er tilstrekkelig med stråling . I dette tilfellet blir kretsen frakoblet av strømbruddet en "øy". Av denne grunn kreves det at solomformere som er designet for å levere strøm til nettet, generelt har en slags automatiske anti-øy-kretser.

Noen design, ofte kjent som et mikronett , åpner for forsettlig øyøying. I tilfelle strømbrudd kobler en mikronettkontroll den lokale kretsen fra nettet på en dedikert bryter og tvinger den eller de distribuerte generatorene til å drive hele den lokale belastningen.

I atomkraftverk er øya en eksepsjonell modus for en atomreaktor. I denne modusen kobles kraftverket fra nettet, og strøm til kjølesystemer kommer fra selve reaktoren. For noen reaktortyper er øying en del av den vanlige prosedyren når kraftverket kobles fra nettet, for raskt å gjenopprette strømproduksjonen. Når øya mislykkes, tar nødsystemer (for eksempel dieselgeneratorer) over. For eksempel gjennomfører franske kjernekraftverk øyetester hvert fjerde år. Den Tsjernobyl-katastrofen var et mislykket islanding test.

Islanding grunnleggende

Elektriske omformere er enheter som konverterer likestrøm (DC) til vekselstrøm (AC). Nettinteraktive omformere har det tilleggskravet at de produserer vekselstrøm som samsvarer med den eksisterende kraften som presenteres på nettet. Spesielt må en nettinteraktiv inverter matche spenningen, frekvensen og fasen til kraftledningen den kobles til. Det er mange tekniske krav til nøyaktigheten av denne sporing.

Tenk på tilfellet med et hus med en rekke solcellepaneler på taket. Inverter (er) festet til panelene konverterer den varierende likestrømmen som tilveiebringes av panelene til vekselstrøm som samsvarer med nettforsyningen. Hvis nettet kobles fra, kan det være forventet at spenningen på nettledningen vil falle til null, en klar indikasjon på et tjenesteavbrudd. Imidlertid vurder saken når husets belastning samsvarer nøyaktig med utgangen fra panelene i det øyeblikket nettet avbrytes. I dette tilfellet kan panelene fortsette å levere strøm, som blir brukt opp av husets belastning. I dette tilfellet er det ingen åpenbar indikasjon på at det har skjedd et avbrudd.

Normalt, selv når belastningen og produksjonen er nøyaktig matchet, den såkalte "balanserte tilstanden", vil svikt i nettet resultere i at flere ekstra transiente signaler blir generert. For eksempel vil det nesten alltid være en kort reduksjon i linjespenningen, som vil signalisere en potensiell feiltilstand. Imidlertid kan slike hendelser også skyldes normal drift, som starten på en stor elektrisk motor.

Metoder som oppdager øya uten et stort antall falske positive utgjør gjenstand for betydelig forskning. Hver metode har en terskel som må krysses før en tilstand anses å være et signal om nettavbrudd , noe som fører til en " ikke-deteksjonssone " (NDZ), rekkevidden av forhold der en reell nettfeil vil bli filtrert ut . Av denne grunn, før feltutrulling, blir nettinteraktive omformere vanligvis testet ved å reprodusere spesifikke nettforhold ved deres utgangsterminaler og evaluere effektiviteten til øymetodene for å oppdage øyforhold.

Tvilsom begrunnelse

Gitt aktiviteten i felt, og det store utvalget av metoder som er utviklet for å oppdage øya, er det viktig å vurdere om problemet faktisk krever mye innsats. Generelt sett er årsakene til anti-islanding gitt som (uten spesiell rekkefølge):

  1. Sikkerhetshensyn: Hvis en øy dannes, kan reparasjonsmannskaper møte uventede strømførende ledninger
  2. Skade på sluttbrukerutstyr: kundeutstyr kan teoretisk bli skadet hvis driftsparametere avviker sterkt fra normen. I dette tilfellet er verktøyet ansvarlig for skaden.
  3. Avslutte feilen: Hvis du lukker kretsen igjen på en aktiv øy, kan det føre til problemer med utstyrets utstyr, eller føre til at automatiske lukkesystemer ikke merker problemet.
  4. Omformerforvirring: Å gjenlukke på en aktiv øy kan føre til forvirring blant omformerne.

Den første utgaven er avvist av mange i kraftindustrien. Linjearbeidere blir allerede konstant utsatt for uventede strømførende ledninger i løpet av normale hendelser (dvs. er et hus svart ut fordi det ikke har makt, eller fordi beboeren trakk hovedbryteren inn?). Normale driftsprosedyrer under hotline-regler eller deadline-regler krever at linjearbeidere må teste for makt som en selvfølge, og det er beregnet at aktive øyer vil legge til en ubetydelig risiko. Det kan imidlertid hende at andre beredskapsarbeidere ikke har tid til å gjøre en linjekontroll, og disse problemene har blitt utforsket grundig ved hjelp av verktøy for risikoanalyse. En britisk-basert studie konkluderte med at "Risikoen for elektrisk støt assosiert med øya av solcelleanlegg under verste fall PV-penetrasjonsscenarier for både nettoperatører og kunder er vanligvis <10 −9 per år."

Den andre muligheten anses også som ekstremt fjern. I tillegg til terskler som er designet for å fungere raskt , har detekteringssystemer på øya også absolutte terskler som vil trippe lenge før forhold er nådd som kan forårsake skade på sluttbrukerutstyr. Det er generelt de to siste problemene som gir størst bekymring blant verktøy. Lukkere brukes ofte til å dele opp rutenettet i mindre seksjoner som automatisk, og raskt, aktiverer grenen så snart feiltilstanden (for eksempel en tregren på linjer) forsvinner. Det er en viss bekymring for at gjenlukkerne ikke kan få strøm igjen når det gjelder en øy, eller at den raske syklingen de forårsaker, kan forstyrre DG-systemets evne til å matche nettet igjen etter at feilen er fjernet.

Hvis det eksisterer et øyeproblem, ser det ut til å være begrenset til visse typer generatorer. En kanadisk rapport fra 2004 konkluderte med at synkrone generatorer, installasjoner som mikrohydro , var hovedproblemet. Disse systemene kan ha betydelig mekanisk treghet som vil gi et nyttig signal. For inverterbaserte systemer avviste rapporten i stor grad problemet og sa: "Anti-islanding-teknologi for inverterbaserte DG-systemer er mye bedre utviklet, og publiserte risikovurderinger antyder at dagens teknologi og standarder gir tilstrekkelig beskyttelse mens penetrering av DG inn i distribusjonssystemet er fortsatt relativt lavt. " Rapporten bemerket også at "synspunkter på viktigheten av dette problemet har en tendens til å være veldig polariserte", med verktøy som generelt vurderer muligheten for forekomst og dens innvirkning, mens de som støtter DG-systemer generelt bruker en risikobasert tilnærming og de svært lave sannsynlighetene for øydannende.

Et eksempel på en slik tilnærming, en som styrker saken om at øya stort sett ikke er en sak, er et stort ekteeksperiment fra den virkelige verden som ble utført i Nederland i 1999. Selv om det var basert på det nåværende anti-øysystemet , vanligvis de mest grunnleggende spenningshoppdeteksjonsmetodene, viste testingen tydelig at øyer ikke kunne vare lenger enn 60 sekunder. Videre var de teoretiske spådommene sanne; sjansen for en balansevilkår som eksisterte var i størrelsesorden 10 −6 i året, og at sjansen for at nettet ville koble fra på det tidspunktet var enda mindre. Ettersom en øy bare kan dannes når begge forholdene er oppfylt, konkluderte de med at "Sannsynligheten for å møte en øy er praktisk talt null"

Likevel har forsyningsselskaper fortsatt å bruke islanding som en grunn til å forsinke eller nekte implementering av distribuerte generasjonssystemer. I Ontario introduserte Hydro One nylig samtrafikkretningslinjer som nektet tilkobling hvis den totale distribuerte produksjonskapasiteten på en filial var 7% av den maksimale årlige toppeffekten. Samtidig setter California en grense på 15% bare for gjennomgang, slik at forbindelser kan opp til 30%, og vurderer aktivt å flytte den eneste vurderingsgrensen til 50%.

Saken kan være veldig politisk. I Ontario i 2009 og deretter ble en rekke potensielle kunder som benyttet seg av et nytt Feed-in tariffprogram , nektet tilkobling først etter å ha bygget systemene sine. Dette var et problem særlig i landlige områder hvor mange bønder var i stand til å sette opp små (10 kWp) systemer under det "kapasitetsfritatte" microFIT-programmet bare for å finne ut at Hydro One hadde implementert en ny kapasitetsregulering etter det, i mange tilfeller etter systemene hadde blitt installert.

Øker etter reservekraft

På grunn av den sterkt økte bruken av Public Safety Power Shutoff (PSPS) og andre strømnettstengninger av verktøy, har behovet for sikkerhetskopiering og nødstrøm for hjem og bedrifter økt kraftig de siste årene. For eksempel har noen avstengninger av California-verktøyet PG&E vartet i flere dager da PG&E forsøker å forhindre at brann starter under tørre og vindfulle klimaforhold. For å fylle dette behovet for sikkerhetskopiering av nettkraft, finner solenergisystemer med batterisikkerhetskopiering og omformere av øyer kraftig økt etterspørsel fra hjem og bedriftseiere. Under normal drift når nettstrøm er til stede, kan omformerne nettbinde for å mate strøm fra solcellepaneler til lastene i hjemmet eller virksomheten, og derved redusere mengden strøm som forbrukes fra verktøyet. Hvis det er ekstra strøm tilgjengelig fra solcellepanelene, kan den brukes til å lade batterier og / eller mate strøm inn i nettet for å selge kraft til verktøyet. Denne operasjonen kan redusere strømkostnadene som eieren må kjøpe fra verktøyet og bidra til å kompensere kjøps- og installasjonskostnadene til solenergisystemet.

Moderne omformere kan automatisk knyte nettet når nettstrøm er til stede, og når nettstrøm går tapt eller ikke av akseptabel kvalitet, fungerer disse omformerne i forbindelse med en overføringsbryter for å isolere hjemmets eller forretningens elektriske system fra nettet og omformeren leverer strøm til det systemet i en øy-modus. Mens de fleste hjem eller bedrifter kan presentere en større belastning enn omformeren er i stand til å levere, oppnås belastning ved å variere frekvensen på vekselstrøm fra omformeren (bare i øy-modus) som svar på belastningen på omformeren i en slik at vekselstrømfrekvensen representerer den belastningen. Belastningsmoduler installert i strømtilførselen til store belastninger, som klimaanlegg og elektriske ovner, måler vekselstrømfrekvensen fra øya-omformeren og kobler fra disse belastningene i en prioritert rekkefølge ettersom omformeren nærmer seg sin maksimale ytelse. For eksempel, når inverterens utgangseffekt er under 50% av inverterens maksimale utgangsevne, opprettholdes vekselstrømsfrekvensen på standardfrekvensen (f.eks. 60 Hz), men når utgangseffekten øker over 50%, senkes frekvensen lineært med opp til 2 Hz (f.eks. fra 60 Hz til 58 Hz) når omformerens utgang når sitt maksimale effektuttak. På grunn av den enkle og nøyaktigheten av vekselstrømsfrekvensstyring i omformer i øyemodus, er denne frekvensstyringen en billig og effektiv måte å overføre omformerbelastningen til hvert hjørne av det elektriske systemet den driver. En lastmodul for en lavprioritetsbelastning vil måle denne effektfrekvensen, og hvis frekvensen senkes med 1 Hz eller større, for eksempel (f.eks. Lavere enn 59 Hz), kobler lastmodulen fra lasten. Flere belastningsmoduler, som hver opererer med en annen frekvens basert på prioriteten til belastningen, kan fungere for å holde den totale belastningen på omformeren under maksimal kapasitet.

Disse øy-inverter-solenergisystemene gjør at alle belastninger potensielt kan drives, bare ikke alle samtidig. Disse systemene gir et grønt, pålitelig og kostnadseffektivt alternativ for reservestrøm til generatorer med forbrenningsmotor. Inverteringssystemene til øyene fungerer automatisk når nettstrøm ikke klarer å sikre at kritiske elektriske belastninger som belysning, vifter til bygningsoppvarmingssystemer og matlagringsenheter fortsetter å fungere gjennom hele strømbruddet, selv om ingen er til stede i virksomheten eller hjemmeboende sover.

Metoder for påvisning av øyer

Å oppdage en tilstand på øya er gjenstand for betydelig forskning. Generelt kan disse klassifiseres i passive metoder, som ser etter forbigående hendelser på rutenettet, og aktive metoder, som undersøker rutenettet ved å sende signaler av noe slag fra omformeren eller nettets distribusjonspunkt. Det er også metoder som verktøyet kan bruke til å oppdage forholdene som vil føre til at de inverterbaserte metodene mislykkes, og bevisst opprører disse forholdene for å få omformerne til å slå seg av. En Sandia Labs-rapport dekker mange av disse metodene, både i bruk og fremtidig utvikling. Disse metodene er oppsummert nedenfor.

Passive metoder

Passive metoder inkluderer ethvert system som prøver å oppdage forbigående endringer på rutenettet, og bruker denne informasjonen som grunnlag som en sannsynlig bestemmelse av om rutenettet har mislyktes eller ikke, eller en annen tilstand har resultert i en midlertidig endring.

Under / over spenning

I følge Ohms lov er spenningen i en elektrisk krets en funksjon av elektrisk strøm (tilførsel av elektroner) og den påførte belastningen (motstand). I tilfelle et nettavbrudd er det usannsynlig at strømmen som tilføres av den lokale kilden samsvarer med belastningen så perfekt at den kan opprettholde en konstant spenning. Et system som med jevne mellomrom prøver spenning og ser etter plutselige endringer, kan brukes til å oppdage en feiltilstand.

Under / over spenningsdeteksjon er normalt trivielt å implementere i nettinteraktive omformere, fordi omformerens grunnleggende funksjon er å matche nettforholdene, inkludert spenning. Det betyr at alle nettinteraktive omformere nødvendigvis har kretsene som trengs for å oppdage endringene. Alt som trengs er en algoritme for å oppdage plutselige endringer. Imidlertid er plutselige endringer i spenning en vanlig forekomst på nettet når belastninger festes og fjernes, så en terskel må brukes for å unngå falske frakoblinger.

Utvalget av forhold som resulterer i ikke-deteksjon med denne metoden kan være stort, og disse systemene brukes vanligvis sammen med andre deteksjonssystemer.

Under / over frekvens

Frekvensen til strømmen som leveres til nettet er en funksjon av forsyningen, en som omformerne nøye samsvarer med. Når nettkilden går tapt, vil frekvensen av kraften falle til den naturlige resonansfrekvensen til kretsene på øya. Å lete etter endringer i denne frekvensen, som spenning, er enkel å implementere ved hjelp av allerede påkrevd funksjonalitet, og av denne grunn ser nesten alle omformere også etter feilforhold ved hjelp av denne metoden.

I motsetning til endringer i spenning, anses det generelt som lite sannsynlig at en tilfeldig krets naturlig vil ha en naturlig frekvens den samme som nettstrømmen. Imidlertid synkroniserer mange enheter bevisst med nettfrekvensen, som TV-er. Spesielt motorer kan være i stand til å gi et signal som er innenfor NDZ i noen tid når de "slår seg ned". Kombinasjonen av spenning og frekvensskift resulterer fortsatt i en NDZ som ikke anses å være tilstrekkelig av alle.

Frekvensendring

For å redusere tiden det oppdages en øy, har frekvensendring av frekvens blitt vedtatt som en deteksjonsmetode. Frekvensen for endring av frekvens er gitt av følgende uttrykk:

hvor er systemfrekvensen, er tiden, er kraftbalansen ( ), er systemets kapasitet, og er systemets treghet.

Skulle frekvensendringen, eller ROCOF-verdien, være større enn en viss verdi, vil den innebygde generasjonen bli koblet fra nettverket.

Spenningsfasehoppdeteksjon

Last har generelt effektfaktorer som ikke er perfekte, noe som betyr at de ikke aksepterer spenningen fra nettet perfekt, men hindrer den litt. Rutenett-invertere har per definisjon effektfaktorer på 1. Dette kan føre til endringer i fase når rutenettet svikter, som kan brukes til å oppdage øya.

Vekselrettere sporer vanligvis fasen i rutenettet ved hjelp av en faselåst sløyfe (PLL) av noe slag. PLL forblir synkronisert med rutenettet ved å spore når signalet krysser null volt. Mellom disse hendelsene "tegner" systemet i hovedsak en sinusformet utgang, og varierer strømutgangen til kretsen for å produsere riktig spenningsbølgeform. Når nettet kobles fra, endres kraftfaktoren plutselig fra nettets (1) til lastens (~ 1). Siden kretsen fremdeles gir en strøm som vil gi en jevn spenningsutgang gitt de kjente belastningene, vil denne tilstanden resultere i en plutselig endring i spenningen. Når bølgeformen er fullført og returnerer til null, vil signalet være utenfor fasen.

Den største fordelen med denne tilnærmingen er at faseforskyvningen vil skje selv om lasten nøyaktig samsvarer med forsyningen når det gjelder Ohms lov - NDZ er basert på effektfaktorer på øya, som er veldig sjelden 1. Ulempen er at mange vanlige hendelser, som motorer som starter, forårsaker også fasesprang når nye impedanser legges til kretsen. Dette tvinger systemet til å bruke relativt store terskler, noe som reduserer effektiviteten.

Harmonisk deteksjon

Selv med støyende kilder, som motorer, er den totale harmoniske forvrengningen (THD) til en nettilkoblet krets generelt ikke målbar på grunn av den vesentlig uendelige kapasiteten til rutenettet som filtrerer disse hendelsene ut. Omformere har derimot generelt mye større forvrengninger, så mye som 5% THD. Dette er en funksjon av deres konstruksjon; noen THD er en naturlig bivirkning av strømforsyningskretsene i byttet modus de fleste omformere er basert på.

Når nettet kobles fra, vil THD i den lokale kretsen naturligvis øke til selve omformerne. Dette gir en veldig sikker metode for å oppdage øya, fordi det generelt ikke er andre kilder til THD som vil matche omformeren. I tillegg har interaksjoner i omformerne selv, spesielt transformatorene , ikke-lineære effekter som gir unike andre og tredje harmoniske som er lett målbare.

Ulempen med denne tilnærmingen er at noen belastninger kan filtrere ut forvrengningen, på samme måte som omformeren prøver å. Hvis denne filtreringseffekten er sterk nok, kan den redusere THD under terskelen som er nødvendig for å utløse deteksjon. Systemer uten transformator på innsiden av frakoblingspunktet vil gjøre deteksjonen vanskeligere. Det største problemet er imidlertid at moderne omformere prøver å senke THD så mye som mulig, i noen tilfeller til umålbare grenser.

Aktive metoder

Aktive metoder forsøker vanligvis å oppdage en rutenettfeil ved å injisere små signaler i linjen, og deretter oppdage om signalet endres eller ikke.

Negativ sekvens strøminjeksjon

Denne metoden er en aktiv øyeavkjenningsmetode som kan brukes av trefasede elektronisk koblede distribuerte generasjonsenheter (DG). Metoden er basert på å injisere en negativ sekvensstrøm gjennom den spenningsfremstilte omformeren (VSC) -kontrolleren og oppdage og kvantifisere den tilsvarende spenningen med negativ sekvens ved punktet for felles kobling (PCC) til VSC ved hjelp av en enhetlig tre- fase signalprosessor (UTSP). UTSP-systemet er en forbedret faselåst sløyfe (PLL) som gir høy grad av immunitet mot støy, og dermed muliggjør øyedeteksjon basert på injisering av en liten negativ sekvensstrøm. Den negative sekvensstrømmen injiseres av en negativ-sekvensregulator som er adoptert som komplementær til den konvensjonelle VSC-strømkontrolleren. Strøminjeksjonsmetoden med negativ sekvens oppdager en øyhendelse innen 60 ms (3,5 sykluser) under UL1741-testbetingelser, krever 2% til 3% negativ sekvensstrøminjeksjon for øydeteksjon, kan oppdage en øyhendelse for nettets kortslutningsforhold på 2 eller høyere, og er ufølsom for variasjoner av belastningsparametrene til UL1741 testsystem.

Impedansmåling

Impedansmåling prøver å måle den totale impedansen til kretsen som mates av omformeren. Det gjør dette ved å "tvinge" strømamplituden litt gjennom vekselstrømssyklusen, og presentere for mye strøm til et gitt tidspunkt. Normalt vil dette ikke ha noen innvirkning på den målte spenningen, siden nettet er en uendelig stiv spenningskilde. I tilfelle frakobling, vil selv den lille tvingingen resultere i en merkbar endring i spenning, som tillater deteksjon av øya.

Den største fordelen med denne metoden er at den har en forsvinnende liten NDZ for en gitt enkelt inverter. Imidlertid er det omvendte også den største svakheten ved denne metoden; i tilfelle flere omformere, vil hver og en tvinge et litt annet signal inn i linjen, og skjule effektene på en hvilken som helst omformer. Det er mulig å løse dette problemet ved kommunikasjon mellom omformerne for å sikre at de alle tvinges på samme tidsplan, men i en ikke-homogen installasjon (flere installasjoner på en enkelt gren) blir dette vanskelig eller umulig i praksis. I tillegg fungerer metoden bare hvis nettet er effektivt uendelig, og i praksis oppfyller mange virkelige nettforbindelser ikke tilstrekkelig dette kriteriet.

Impedansmåling ved en bestemt frekvens

Selv om metodikken ligner på impedansmåling, er denne metoden, også kjent som "harmonisk amplitudehopp", nærmere Harmonics Detection. I dette tilfellet introduserer omformeren bevisst harmoniske ved en gitt frekvens, og som i tilfelle med impedansmåling, forventer signalet fra rutenettet å overvelde det til rutenettet svikter. I likhet med Harmonics Detection kan signalet filtreres ut av kretser fra den virkelige verden.

Slip-modus frekvensskift

Dette er en av de nyeste metodene for deteksjon av øyer, og i teorien en av de beste. Det er basert på å tvinge fasen av omformerens utgang til å være litt feiljustert med rutenettet, med forventning om at rutenettet vil overvelde dette signalet. Systemet er avhengig av handlingene til en finjustert faselåst sløyfe for å bli ustabil når rutenettet mangler; i dette tilfellet prøver PLL å justere signalet tilbake til seg selv, som er innstilt for å fortsette å drive. I tilfelle nettfeil vil systemet raskt komme bort fra designfrekvensen, og til slutt føre til at omformeren slås av.

Den største fordelen med denne tilnærmingen er at den kan implementeres ved hjelp av kretser som allerede er tilstede i omformeren. Den største ulempen er at det krever at inverteren alltid er litt ute av tid med nettet, en senket effektfaktor. Generelt har systemet en forsvinnende liten NDZ og vil raskt koble fra, men det er kjent at det er noen belastninger som vil reagere for å kompensere for deteksjonen.

Frekvensskjevhet

Frekvensskjevhet tvinger et litt off-frekvens signal inn i rutenettet, men "fikser" dette på slutten av hver syklus ved å hoppe tilbake i fase når spenningen passerer null. Dette skaper et signal som ligner på glidemodus, men effektfaktoren forblir nærmere den til nettet, og tilbakestiller seg selv hver syklus. Videre er det mindre sannsynlig at signalet blir filtrert ut av kjente belastninger. Den største ulempen er at hver omformer må avtale å skifte signalet tilbake til null på samme punkt på syklusen, for eksempel når spenningen krysser tilbake til null, ellers vil forskjellige omformere tvinge signalet i forskjellige retninger og filtrere det ut.

Det er mange mulige variasjoner i denne grunnleggende ordningen. Frequency Jump-versjonen, også kjent som "zebrametoden", setter inn bare å tvinge på et bestemt antall sykluser i et settmønster. Dette reduserer sjansen for at eksterne kretser kan filtrere signalet dramatisk. Denne fordelen forsvinner med flere omformere, med mindre det brukes noen måte å synkronisere mønstrene på.

Verktøybaserte metoder

Verktøyet har også en rekke metoder tilgjengelig for å tvinge systemer offline i tilfelle en feil.

Manuell frakobling

De fleste små generatorforbindelser krever en mekanisk koblingsbryter, så verktøyet kan i det minste sende en reparatør for å trekke dem alle. For veldig store kilder kan man bare installere en dedikert telefonlinje som kan brukes til å få en operatør til å slå av generatoren manuelt. I begge tilfeller vil reaksjonstiden sannsynligvis være i størrelsesorden minutter eller timer.

Automatisk frakobling

Manuell frakobling kan automatiseres ved bruk av signaler sendt via rutenettet, eller på sekundære måter. For eksempel kan kraftlinjebærerkommunikasjon installeres i alle omformere, med jevne mellomrom for å se etter signaler fra verktøyet og koble fra enten på kommando, eller hvis signalet forsvinner i en fast tid. Et slikt system vil være svært pålitelig, men dyrt å implementere.

Transfer-trip metode

Siden verktøyet med rimelighet kan være trygg på at de alltid vil ha en metode for å oppdage en feil, enten det er automatisert eller bare ser på lukkeren, er det mulig for verktøyet å bruke denne informasjonen og overføre den nedover linjen. Dette kan brukes til å tvinge utløsningen av riktig utstyrte DG-systemer ved å bevisst åpne en serie med lukkere i rutenettet for å tvinge DG-systemet til å bli isolert på en måte som tvinger det ut av NDZ. Denne metoden kan garanteres å fungere, men krever at nettet er utstyrt med automatiserte lukkesystemer, og eksterne kommunikasjonssystemer som garanterer at signalet vil komme gjennom til lukkere.

Impedansinnføring

Et relatert konsept er å bevisst tvinge en del av nettet til en tilstand som vil garantere at DG-systemene kobler fra. Dette ligner på overførings-metoden, men bruker aktive systemer i hovedenden av verktøyet, i motsetning til å stole på topologien i nettverket.

Et enkelt eksempel er en stor kondensatorbank som legges til en filial, blir ladet opp og normalt koblet fra med en bryter. I tilfelle en feil, blir kondensatorene byttet til grenen av verktøyet etter en kort forsinkelse. Dette kan enkelt oppnås ved automatiske midler på distribusjonsstedet. Kondensatorene kan bare levere strøm i en kort periode, og sørger for at starten eller slutten av pulsen de leverer vil føre til nok av en endring for å utløse omformerne.

Det ser ut til at det ikke er noen NDZ for denne metoden for å bekjempe øya. Dens største ulempe er kostnad; kondensatorbanken må være stor nok til å forårsake endringer i spenningen som vil bli oppdaget, og dette er en funksjon av belastningen på grenen. I teorien ville det være behov for veldig store banker, en utgift verktøyet er usannsynlig å se positivt på.

SCADA

Anti-øybeskyttelse kan forbedres ved bruk av SCADA-systemene ( Supervisory Control and Data Acquisition ) som allerede er mye brukt i verktøymarkedet. For eksempel kan det høres en alarm hvis SCADA-systemet oppdager spenning på en linje der det er kjent at en svikt pågår. Dette påvirker ikke anti-islanding-systemene, men kan tillate at noen av systemene nevnt ovenfor raskt implementeres.

Referanser

Bibliografi

Distribuert ressursenhet, IEEE Trans. på Power Electronics, VOL. 23, NEI. 1, JANUAR 2008.

Standarder

  • IEEE 1547-standarder , IEEE-standard for sammenkobling av distribuerte ressurser med elektriske kraftsystemer
  • UL 1741 Innholdsfortegnelse , UL 1741: Standard for omformere, omformere, kontrollere og samtrafikksystemutstyr for bruk med distribuerte energiressurser

Videre lesning

Eksterne linker