It is very important to understand the functionality, limitations, and various relevant performance requirements of wide area measuring systems (WAMS).  This information is helpful in:

·        understanding the application benefits and limitations of WAMS for protection and emergency control of power systems.

·        detailed specification of WAMS.

Following is a sample list of parameters that are important in the application and use of WAMS.  For certain applications of WAMS, some parameters will be more or less important than for other applications of WAMS.  Similarly, some parameters may have stricter specifications for some applications than for other applications.  We suggest the following types of applications could be considered as general broad categories:

·        System operation (Real time applications, for system protection, or for  manual or automatic control)

·        System maintenance (applications such as disturbance analysis)

·        System planning (applications such as model validation)

Sample parameters are:

·        Voltage and current phasor magnitude and angle, steady state accuracy (with respect to power system primary quantities).

·        Wide area simultaneity of phasor measurements (time difference relative to measurements at various locations in the power system).

·        For magnitude accuracy, range over which accuracy is required (e.g., Currents, 0.1 p.u. to max. short circuit levels).

·        Dynamic range for currents and voltages (if this is different from above specified range over which accuracy is required).

·        Transient response of voltage and current phasor measurement.  How quickly must steady state accuracies reached?  Is it necessary to measure full voltage depression during short circuit (transient) conditions?  If so, how accurately?  Related to this question, what is the maximum frequency dynamic system changes to be considered?  A figure is attached to illustrate the questions regarding transient response.

·        Frequency measurement accuracy.  Steady state range, and maximum rate of change of frequency which must be measured, and maximum accuracy during transient conditions.

·        Minimum sample rate.

·        Minimum sample word size.

·        Requirement for harmonics measurements?

·        Requirement for unbalance measurements?  Associated with this question is the question as to whether three phase measurements are always required to establish positive sequence quantities.

·        Special requirements (e.g. any need for WAMS equipment to meet ANSI C37.90, C37.90.1 etc.)?

·        Required locations of WAMS sensors within an interconnected power system.

·        Historical WAMS applications.  How (if at all) have WAMS measurements been made in the past?

·        Measurement latency.  What is maximum tolerable delay before measurement is available to application?

·        Measurement storage and/or trigger requirements.

·        Any other requirements not listed above.

Figure comparing the result of a power system simulation with a possible response of a phasor measuring unit to the disturbance being simulated.  The simulated system response and the measuring unit response are both arbitrary estimates and are not derived from actual studies or actual phasor measurement units.  The power system simulation plot is intended to represent the output of a conventional dynamic power system simulation, which is the plot of a series of steady state solutions to the system power flow equations, with a simulated short circuit at a nearby location for a three cycle duration (0.05 seconds to 0.1 seconds).

Figure. Relationship between signal and its phasor reconstruction.

Technology Issues in Wide Area Protection

Monitoring and Protection for Wide Area Disturbances

The disturbance in the power system usually develops gradually; however some phenomena, such as transient instability, can develop in a fraction of second. Regardless of the phenomena and available measures, any protection/control procedure during an emergency should consist of the following elements:

·        Identification and prediction - A fast identification of the specific phenomena, from the power system parameters and from the predisposing factors, is required to start the procedure to return the power system to a healthy state.  An emergency may be identified from the primary consequences which are either directly or not-directly observable from local measurements [38].  Further, secondary consequences need to be predicted to avoid adverse impact of protection/control measures.

·        Classification - Disturbance classification is based on the constraints that are violated, severity and combination of violations, time scale of the phenomena, and utility control policy. Classification should include identification of the place of a disturbance (eg. the procedure may be different if a disturbance is caused by an internal or an external event).

·        Decisions and actions - The choice of the measures is strongly related to the level of priority during emergency. These levels are:

o       stop the degradation of the system,

o       return the system to a secure state, and

o       consider the economical and social impacts.

·        Often, to ensure satisfaction of priorities, suboptimal actions are performed. For example, a load shedding scheme is chosen for the worst case contingencies and not for the prevailing system state. Further, consequences of the protection/control measures need to be determined to avoid other disturbances (eg. overfrequency due to overshedding of underfrequency relays).

·        Coordination - Different measures may be used to solve different problems. An uncoordinated action may not be economical or secure (eg. trip of the plant on underfrequency protection before operation of the last step of the system underfrequency protection).  An intelligent coordination of the protection and control actions is a major challenge and a major requirement for any successful emergency procedure.

·        Corrections - After control measures have been applied, the system can be in an improved but unsatisfactory state.  This is acceptable, since it may be advantageous to implement  initial measures to stop further degradation of the system and then to continue with more optimal actions when time allows.  For example, initial load can be shed merely to stop rapid frequency decline; and  additional load, required to return frequency to normal, can be calculated more accurately.

·        Time scale - For any of the previous elements, available time is a vital factor in selecting appropriate actions.  A trade-off between optimal methods and time is very often required.  The decision time includes selection of  the remedial measure and implementation of remedial measure.

Inputs to protection/control systems and actions which may be available to minimize the impact of the disturbance will be shown next.

Inputs to Control and Protection Systems

The state of the power system is represented by several network parameters.  Thresholds, trends, patterns, and sudden changes of these parameters provide key information to detect an emergency.  Some of the key system parameters which constitute the possible inputs to improved protection and control systems are:

·        Active power flows in the network - If the limits on active power are violated, the system is in a viability crisis.  For the overloaded transformer, a loss-of-life occurs.  Thus guidance for loading is established to assure a long life.  The limit for the transmission line loading is set by transient and steady-state stability conditions (usually long lines), voltage collapse conditions (usually medium lines), and thermal conditions (usually short lines).

·        Voltage magnitude and reactive power flows -  The voltages in the power system as well as sudden voltage changes need to be contained within a small range.  The voltage and reactive power and their rate-of-change can provide valuable information on voltage instability.

·        Angles between buses - Stability limits for every line will be satisfied, if the difference in angles across the line do not exceed a certain limit.  Detection of the out-of-step condition can prevent instability, and, consequently, cascading.

·        Impedance - Unstable swing, stable swing, and fault condition may be detected and distinguished by observing behavior of the impedance loci at the local bus. A typical out-of-step blocking or tripping scheme is accomplished by "blinders" or circles in R-X diagram and timers.

·        Resistance and rate-of-change of resistance - These parameters may be used to speed-up the out-of-step detection. 

·        Frequency - Frequency deviation from the nominal value is a result of power imbalance. In modern interconnected systems, frequency deviation usually occurs in the islanded area (a definite indicator of "in extremis" crisis).

·        Rate of change of frequency - Unlike frequency, rate of change of frequency is an instantaneous indicator of power deficiency in the islanded area.  The oscillatory nature of the rate of change of frequency needs to be considered in utilizing this feature.

·        Spinning reserve - The spinning reserve quantity, distribution, and the speed of its' dynamical response are factors that influence the effectiveness of the spinning reserve during an emergency.  The speed of the dynamic response for the hydro units the first few seconds after a demand is made is relatively slow compared to thermal units.  Consequently, the spinning reserve needs to be distributed throughout the system on both hydro and thermal units.  The spinning reserve needs to be considered in load shedding schemes to optimize shed load.

·        Cold reserve - The quantity, allocation, and required time for on-line start of available generation should be considered in an emergency.

·        Inertia constant H - The value of the average system inertia is inversely proportional to the rate-of-change of frequency.   The precalculated value of the average network inertia may help in adaptive setting of frequency relays.

·        Load -  Load is a non-linear function of voltage and frequency. These changes in load impact power system imbalance and frequency behavior. Further, load changes with the season and the time of the day. In addition, underfrequency load shedding programs specify percent of the total load that should be shed at each step.  As load changes, actual load for shedding does not correspond to planned load.

·        Weather/season - The weather/seasonal changes directly influence both system operation and security level, and, consequently, response to a disturbance.  An approach of a severe storm, can transfer the system from a normal to an alert state; more faults occur in summer and winter than in spring and autumn.

·        Relays and breaker status - Operation of the protective relays (desired or undesired) and network configuration have an essential impact to disturbance propagation.  If undesired operation may be avoided by detecting hidden failures or by adapting relay settings to prevailing system conditions, unwanted transition of the system to a less desirable emergency state may be prevented.  Further, equipment unavailability because of maintenance and testing needs to be recognized and considered.

Modelling of the power network is required to simulate disturbances and to choose features that will be extracted. The disturbance in the power network usually develops gradually; however some phenomena, such as a rise of transient instability, can develop in a fraction of second.  Selection of  appropriate power network analysis tools is important (load flow, transient stability, mid and long term dynamic models,  EMTP, etc.).

Available Actions

         The corrective and emergency actions are limited to a finite number of measures. A detailed description of these measures will be provided as implementation issues for different types of disturbances are analyzed.  A set of available measures includes:

·        Out-of-step relaying

·        Load shedding

·        Controlled power system separation

·        Generation dropping

·        Fault clearing

·        Fast valving

·        Dynamic braking

·        Generator voltage control

·        Capacitor/reactor switching and static VAR compensation

·        Load control

·        Supervision and control of key protection systems

·        Voltage reduction

·        Phase shifting

·        Tie line rescheduling

·        Reserve increasing

·        Generation shifting

·        HVDC power modulation

         As an emergency progresses and the state of the system degrades, less desirable measures may become necessary.  All the above measures are suitable during "in extremis" crisis.  However, "last resort" measures are acceptable only in an unavoidable transition to "in extremis" crisis.  Alternatively, preventive measures, are usually only measures suitable in an alert state.

         The above measures are implemented in the emergency procedures for the power system.  Every system has its own emergency control practices and operating procedures dependent on the different operating conditions, characteristics of the system, and engineering judgement.  In other words, the operating procedure for every system is unique and heuristic procedures are extensively used, although the set of measures is the same.

         State of the system parameters and sensitivity of the system to certain measure are the factors that influence the choice of the measure.  Any one of the measures mentioned above is usually helpful for different problems, having direct or indirect influence.  From the problem perspective, different measures can help to overcome different problems with some degree of sensitivity.  Another important aspect in implementing control actions is optimization with respect to security and costs. For example, such coarse measure as load shedding need not be executed if generation shifting is satisfactory (regarding speed and amount) in relieving overloaded lines.  Further, even when load shedding is necessary to help alleviate overloads, less load is required to be shed if it can be determined that there is a generation shifting capability.  Thus, appropriate coordination can optimize actions.

A major component of adaptive protection systems is their ability to adapt to changing system conditions.  Thus, relays which are going to participate in wide area disturbance protection and control must of necessity be adaptive.  At the very minimum, this implies a relay system design which allows for communication links with the outside world.  The communication links must be secure, and the possibility of their failure must be allowed for in the design of the adaptive relays.  The failure of communication systems will be considered in greater detail in the section 2.5.

The information brought to adaptive relays from external sources should reflect the prevailing state of the power system.  The specific information required by a relay will of course depend upon the function of the relay.  But in general, it can be concluded that the system measurements brought to the relays must be related to the parameters which help observe the disturbance propagation.  Such measurements must be responsive to changing system conditions so that they will be useful in the management of the disturbance, and the measurements must be brought to the relays quickly enough to be of use in the execution of appropriate control measures.  It is reasonable to assume that the angular instability phenomena have natural frequencies about 1~2 Hz.  The phenomena during viability crisis are at the low end of the frequency scale, say about 0.001~0.05 Hz.  Phenomenon of system frequency change is in the range of 0.1~10 Hz.  The frequency decline and angular stability phenomena impose the most stringent time response requirements.  To track phenomena at 1 Hz, the system measurements must be obtained and communicated to the adaptive relay in about 50~100 ms.   Depending upon the nature of the system data being communicated, it would be essential to have this measurement transmission maintained on a continuous basis.  Thus, dedicated communication links to the relays, with speeds of 4800 baud or better would be essential.  However, some information may need to be refreshed only periodically with a longer time span than a second.  We may form a rough estimate of measurement response time, and communication channel requirements as indicated below.  This could be a subject for investigation during the course of this research.

Protection or relaying systems plays a very important role in events leading to power system blackouts or major disturbances encompassing wide areas.  Failures or misoperations in various protection systems are very significant factor in the overall process of reported wide area disturbances.  Of all the protection system failures, the ones that remain dormant or hidden until some unusual system events occur are the most important. A reason for that is since failures that lead to an immediate misoperation during normal power system states can be corrected right away and should not be a contributing factor in wide area disturbances.

The abnormal power system states are usually due to faults, heavy load, shortages in reactive power, etc.  They can trigger the hidden failures to cause relay misoperations which can worsen the situation since the power systems may already be operated in an emergency state when those abnormal states occur, eventually leading to the wide area disturbances.  A better understanding of the hidden failures is required to prevent or at least reduce the likelihood of the occurrence of the wide area disturbances due to the hidden failures.

Commonly used transmission relaying systems have been studied to identify possible hidden failures and their consequences on the power systems.  A concept of region of vulnerability associated with each mode of hidden failure has been proposed.   It is the region in which the hidden failure can cause a relay to incorrectly trip its associated circuit breaker.  The relative importance of each region of vulnerability, called vulnerability index, is computed using steady-state and transient stability criteria.  A larger value of the vulnerability index indicates that the relay, in which if that hidden failure mode exists, is relatively more important and can cause more serious wide area disturbances or has a higher possibility to cause the disturbances than the one with a smaller index.  Therefore, more attention should be paid to those key relays to prevent the hidden failure and its consequences.  A scheme of digital monitoring and control system is proposed for that task.

The analysis of North American Electric Reliability Council Disturbance Reports  showed that around 70% of the reported wide area disturbances involved relaying systems or special protection systems.  The involvement of the protection systems does not necessarily mean that they initiated the disturbances.  Most of the disturbances were, however, initiated by some abnormal power system states due to severe weather, device failures, human errors, faults, heavy load, reactive power shortages, etc.  The subsequent misoperations of the protection systems then further degraded the power system states and eventually caused the wide area disturbances.  In other words, the hidden failures in the protection systems that had not been seen or detected prior to the disturbances were triggered by the abnormal events and caused the protection systems to misoperate.

A failure that results in an immediate trip without any prior events is not considered a hidden failure.  The power system must be planned and operated to withstand the loss of any single element without exceeding the NERC criteria for reporting a disturbance.  A hardware failure that results in a relay failing to operate its breaker and trip out a faulted line or device is also not considered a hidden failure since its backup protection must normally be provided for such contingency.  A defect or malfunction that occurs at the instant of a fault or switching event, e.g., a hole in the blocking signal or an insulation failure caused by a surge, is similarly not considered a hidden failure since such a failure is not permanent and cannot be monitored or detected before hand.

After the regions of vulnerability have been identified, the next step is to calculate the relative importance of each region, called vulnerability index.  One of the measurements that can be used to determine this index is the stability or instability of the system following some power system contingencies: one caused by normal operations of healthy primary relays to clear a fault, and the other by the misoperation of a relay with a hidden failure. 

One indication that the steady-stability limit is violated is the lack of a load flow solution.  This can be determined by performing load flow calculations until no solution can be found.  This process is time-consuming and it does not indicate how stable or unstable the system is. 

It has been observed that of all the reported cases of major system blackouts (wide area disturbances) in North America, about 70% of the cases have relay system contributing to the initiation or evolution of the disturbance.  On closer examination, it became clear that one of the major components of relay system misoperations is the presence of relays which have failed during service, and their failure is not known.  Consequently, there is no alarm, and no repairs or replacements are possible.  These hidden failures are different from straight relay misoperations, or failures which lead to an immediate trip.  The hidden failures remain undetected (and substantially undetectable), until the power system becomes stressed, leading to an operating condition which exposes the hidden relay failures.  For example, a common hidden failure mode may be an incorrect trip function supervised by a fault detector.  If the system loading is not high enough to cause a pick up of the fault detector, the hidden failure of such a relay would not be exposed.  On the other hand, during a stressed state, the fault detector could pick up, and now the hidden failure of the trip function would cause a false trip. The elements of the underlying theory of the hidden failures are presented in Appendix B.

Introduction

System-wide disturbances in power systems are a challenging problem for the utility industry because of the large scale and the complexity of the power system. When a major power system disturbance occurs, protection and control actions are required to stop the power system degradation, restore the system to a normal state, and minimize the impact of the disturbance. The present control actions are not designed for a fast-developing disturbance and may be too slow. Further, dynamic simulation software is applicable only for off-line analysis. The operator must therefore deal with a very complex situation and rely on heuristic solutions and policies. Today, local automatic actions protect the system from the propagation of the fast-developing emergencies. However, local protection systems are not able to consider the overall system, which may be affected by the disturbance.

Most of the time, a modern interconnected electrical power system provides quality electric energy to the customers.  Unfortunately, intermittently, the power system is exposed to serious disturbances that lead to the interruption of the power supply to the customers.  The planners of the power system try to design reliable systems that are able to cope with probable contingencies.  But even for the best planned system, unpredictable events can stress the system beyond the planned limits.  Some of the reasons why completely reliable operation cannot be achieved are:

         1.            Practically an infinite number of possible operating contingencies in modern, interconnected  power systems.

         2.            Unpredictable changes, due to the evolving nature of power systems, generate dynamical changes.  Inevitably, the operation of the power system is considerably different from the expectation of the system designers, particularly during an emergency.

         3.            A combination of unusual and undesired events (for example, human error combined with heavy weather and scheduled or unscheduled maintenance outages of the important system element).

         4.            Reliability design philosophy that is pushing the system close to the limits brought about by economic and environmental pressures.

While reliability is the concern of system designers, operators deal with system security.  Security is an on-line, operational characteristic which describes the ability of the power system to withstand different contingencies without service interruptions.  Security is closely related to reliability: an unreliable system cannot be secure.  The security level of the power system (desired to be high enough to enable robust operation) changes dynamically as the power system operation changes and depends on the factors outside the control of power system operators (eg. weather).

The trend in power system planning utilizes tight operating margins, with less redundancy, because of new constraints placed by economical and environmental factors.  At the same time, addition of non-utility generators and independent power producers, an interchange increase, an increas­ingly competitive environment, and introduction of FACTS devices make the power system more complex to operate and to control, and, thus, more vulnerable to a disturbance. On the other hand, the advanced measurement and communication technology in wide area monitoring and control, FACTS devices (better tools to control the disturbance), and new paradigms (fuzzy logic and neural networks) may provide better ways to detect and control an emergency.

Better detection and control strategies through the concept of wide area disturbance protection offer a better management of the disturbances and significant opportunity for higher power transfers and operating economies. Wide area disturbance protection is a concept of using system-wide information and sending selected local information to a remote location to counteract propagation of the major disturbances in the power system. With the increased availability of sophisticated computer, communication and measurement technologies, more "intelligent" equipment can be used at the local level to improve the overall emergency response.

The modern energy management system (EMS) is supported by supervisory control and data acquisition (SCADA) software; by numerous power system analysis tools such as state estimation, power flow, optimal power flow, security analysis, transient stability analysis, mid-term to long-term stability analysis; and by such optimization techniques as linear and nonlinear programming.  The available time for running these application programs is the limiting factor in applying these tools in a real-time during an emergency, and a trade-off with accuracy is required.  The real time optimization software and security assessment and enhancement software do not include dynamics.  Further, propagation of a major disturbance is difficult to incorporate into a suitable numerical algorithm, and heuristic procedures may be required.  For example, unexpected hidden failures in relaying equipment may cause unexpected multiple contingencies. The experienced and well trained operator can recognize the situation and react properly given sufficient time, but often not reliably or quickly enough.  In modern interconnected networks, fast-developing emergency may comprise a wide area.  Since operator response may be too slow and non-consistent, local, fast automatic actions are implemented to minimize the impact of the disturbance. Currently, the local automatic actions are conservative, act independently from central control, and prevailing state of the whole affected area is not considered. Furthermore, future power systems will encounter new components (energy storage, load control, and solar power), new systems (FACTS elements and HV DC integration), as well as regulatory changes (wheeling of power, NUG).  An intelligent and adaptive control and protection system for wide area disturbance is needed to make possible full utilization of the power network, which will be less vulnerable to a major disturbance.   

         Historically, only centralized control was able to apply sophisticated analysis because only at this higher level could computers and communication support be technically and economically justified.  However, with the increased availability of sophisticated computer, communication and measurement technologies, more intelligence can now be used at local level.  The possibility to close the gap between central and local decisions and actions will depend on the degree of intelligence put in the local subsystems.  Decentralized subsystems, that can make local decisions based on local measurements and remote information (system-wide data and emergency control policies) and/or send pre-processed information to higher hierarchical levels are an economical solution to the problem.  A major component of the system-wide disturbance protection is the ability to receive system-wide information and commands via the data communication system and to send selected local information to the SCADA center. This information should reflect the prevailing state of the power system.

An Example: WSCC Disturbance - 10 August, 1996

The conditions leading to this incident built up over a period of 1 1/2 hours before the disturbance started.  During this preliminary period three 500 kV lines in Washington and Oregon tripped out.  Since these lines were not heavily  loaded at the time, it was not recognized that the transmission system strength was being dangerously undermined with respect to its ability to withstand another contingency.  At the time, there was a large amount of power (4700 MW) being transmitted from Canada and the Pacific Northwest to the California area.  The heavy power flow was a result of low energy prices due to the availability of surplus hydroelectric power in Canada and the Pacific Northwest.

The disturbance started when a fourth 500 kV line tripped out due to a fault, with coincident loss of a fifth line due to unusual station configuration at one of the terminals resulting from station equipment being out of service.  Loss of these two last lines forced heavy load flow through 230 kV and 115 kV transmission lines underlying the 500 kV system.  About 5 minutes later, a 115 kV line tripped due to a faulty relay, and heavy load caused a 230 kV line to sag and flash over to a tree.  Generators at McNary hydroelectric power station on the Oregon Washington border to go to full excitation in an attempt to maintain system voltages.  Internal problems with the exciters at that station caused the units there to trip out within a minute of each other.  Immediately after the generators tripped negatively damped voltage and power oscillations started on the California Oregon Intertie.  This tie tripped 27 seconds after the loss of the McNary generators.  After the California Oregon intertie tripped, out of step conditions caused a separation of Northern California from Southern California, and other Southern states in the WSCC.  The rapid frequency changes and out of step conditions resulted in the loss of a large amount of generation.  Although only 4800 MW of transmitted power from North to South was interrupted, an additional 21500 MW of generation in the South was lost resulting in a total loss of load of 27400 MW affecting more than 7 million customers.

When the Pacific Northwest and Canada separated from the rest of the WSCC, the system frequency rose quickly.  Overloading of a single 500 kV tie caused the Canadian province of Alberta to separate from the Pacific Northwest island.  After separation, the frequency in Alberta declined, resulting in a loss of 1000 MA of load.

In total, 30500 MW of load and 27300 MW of generation was lost, affecting 7.5 million customers over an area reaching 2500 km North to South and 2000 km East to West.

A wide area monitoring scheme could have helped recognize the development of a weak and heavily loaded transmission system which could have been subject to the type of breakup that resulted from negatively damped oscillations between wide areas.

Disturbances: Causes and Remedial Measures

Phenomena that create wide area power system disturbances are divided, among others, into the following categories: angular stability, voltage stability, overloads, power system cascading, etc. They are fought against using a variety of protective relaying and emergency control measures.

Out-of-step protection as it is applied to generators and systems, has the objective to eliminate the possibility of damage to generators as a result of an out-of-step condition. In case the power system separation is imminent, it should take place along boundaries, which will form islands with matching load and generation. Distance relays are often used to provide an out-of-step protection function, whereby they are called upon to provide blocking or tripping signals upon detecting an out-of-step condition.

The most common predictive scheme to combat loss of synchronism is the Equal-Area Criterion and its variations. This method assumes that the power system behaves like a two-machine model where one area oscillates against the rest of the system. Whenever the underlying assumption holds true, the method has potential for fast detection.

Voltage stability is defined by the System Dynamic Performance Subcommittee of the IEEE Power System Engineering Committee [1] as the ability of a system to maintain voltage such that when load admittance is increased, load power will increase, and so that both power and voltage are controllable. Also, voltage collapse is defined as being the process by which voltage instability leads to a very low voltage profile in a significant part of the system.

It is accepted that this instability is caused by the load characteristics, as opposed to the angular instability, which is caused by the rotor dynamics of generators.

The risk of voltage instability increases as the transmission system becomes more heavily loaded. The typical scenario of these instabilities starts with a high system loading, followed by a relay action due to either a fault, a line overload or hitting an excitation limit.

Voltage instability can be alleviated by a combination of the following remedial measures means: adding reactive compensation near load centers, strengthening the transmission lines, varying the operating conditions such as voltage profile and generation dispatch, coordinating relays and controls, and load shedding. Most utilities rely on planning and operation studies to guard against voltage instability. Many utilities utilize localized voltage measurements in order to achieve load shedding as a measure against incipient voltage instability [2].

Outage of one or more power system elements due to the overload may result in overload of other elements in the system. If the overload is not alleviated in time, the process of power system cascading may start, leading to power system separation. When a power system separates, islands with an imbalance between generation and load are formed with a consequence of frequency deviation from the nominal value. If the imbalance cannot be handled by the generators, load or generation shedding is necessary. The separation can also be started by a special protection system or out-of-step relaying.

A quick, simple, and reliable way to re-establish active power balance is to shed load by underfrequency relays. There are a large variety of practices in designing load shedding schemes based on the characteristics of a particular system and the utility practices [3], [4].

While the system frequency is a final result of the power deficiency, the rate of change of frequency is an instantaneous indicator of power deficiency and can enable incipient recognition of the power imbalance.  However, change of the machine speed is oscillatory by nature, due to the interaction among generators.  These oscillations depend on location of the sensors in the island and the response of the generators.  The problems regarding the rate-of-change of frequency function are [5]:

·        A smaller system inertia causes a larger peak-to-peak value for oscillations. For the larger peak-to-peak values, enough time must be allowed for the relay to calculate the actual rate-of-change of frequency reliably.  Measurements at load buses close to the electrical center of the system are less susceptible to oscillations (smaller peak-to-peak values) and can be used in practical applications. A smaller system inertia causes a higher frequency of oscillations, which enables faster calculation of the actual rate-of-change of frequency. However, it causes faster rate-of-change of frequency, and, consequently, a larger frequency drop.

·        Even if rate-of-change of frequency relays measure the average value throughout the network, it is difficult to set them properly, unless typical system boundaries and imbalance can be predicted.  If this is the case (eg. industrial and urban systems), the rate of change of frequency relays may improve a load shedding scheme (scheme can be more selective and/or faster).

·        Adaptive settings of frequency and frequency derivative relays may enable implementation of a frequency derivative function more effectively and reliably. 

رله دیستانس یك رله حفاظتی است كه زمان قطع آن تابع مقاومت طول سیم می‌باشد. در اغلب اوقات باید زمان قطع رله تابع محل اتصال كوتاه نسبت به رله باشد و از این جهت باید زمان قطع رله، تابع جهت یعنی از انرژی اتصال كوتاه نیز گردد. لذا هر چه محل اتصالی از رله دورتر باشد، مقاومت ظاهری قطعه سیم بین محل اتصال تا رله بزرگتر شده و در نتیجه مقاومت اهمی و غیر اهمی آن نیز بزرگتر می‌گردد.
عامل مؤثر در لة دیستانس می‌تواند یكی از عوامل :
1. مقاومت ظاهری ( امپرانس

2. هدایت ظاهری ( ادمیتانس(
3. مقاومت اهمی ( دزیستان)
4. هدایت اهمی ( كندوكتانس)
5. مقاومت غیراهمی ( راكتانس)
6. امپدانس اختلاط
7. هدایت غیراهمی ( سوسپتانس ) باشد.

ادامه مطلب

برای اندازه گیری جریان و همچنین تبدیل جریان زیاد به کم جهت حفاظت و اندازه گیری بکار می رود. یا بعبارت دیگر جهت اندازه گیری و همچنین سیستم حفاظتی لازم است که از مقدار جریان عبوری از خط اطلاع پیدا کرد و نظر به اینکه مستقیماً نمی توانیم از کل جریان خط در این نوع دستگاه ها استفاده کنیم به دلیل بالا بودن جریان در شبكه های انتقال نیرو و همچنین به دلیل بالا بودن ولتاژ نیاز به نمونه برداری جریان از قسمتهای مختلف شبكه می‌باشد به همین دلیل نیاز به وسیله‌ای داریم به نام ترانس جریان كه دو عمل را برای ما انجام می دهد.

الف . جریانهای بالا را به جریانهای پایین تبدیل می كند .
ب . باعث ایزوله شدن شبكه های فشار قوی از سیستمهای اندازه گیری و حفاظت باشد ضمناً لازم به ذكر است كه CT در مدار فشار قوی بصورت سری در مدار قرار می گیرد .
v برای مثال یک نوع ترانسفورماتور جریان با نسبت 1000 آمپر جریان عبور میکند این ترانسفورماتور آنرا به 5 آمپر به راحتی قابل اندازه گیری توسط یک آمپر کوچک می باشد.
از CT ها به دو منظور استفاده می‌شود :
1) برای مقاصد اندازه گیری
2) برای مقاصد حفاظت شبكه
در نوع اول خروجی ترانس جریان به دستگاههای اندازه گیری آمپرمتر ، مگاواتمتر ، مگاوارمتر ، كنتور اكتیو و راكتیو وصل می‌شود . ترانس های جریان با هسته اندازه گیری وظیفه دارند كه در حدود جریان نامی و عادی شبكه از دقت لازم برخوردار باشند. و این نوع هسته ها باید در جریان های اتصالی كوتاه به اشباع رفته و مانع از ازدیاد جریان در ثانویه و در نتیجه مانع سوختن و صدمه دیدن دستگاه های اندازه گیری در طرف ثانویه شوند.
در حالت دوم خروجی ترانس جریان به رله‌های حفاظتی كه كمیت جریان را نیاز دارند متصل می شوند مانند رله اضافه جریان ، رله اتصال زمین و رله‌های دیستانس .


ساختمان ترانس جریان

1) سیم پیچ اولیه
2) سیم پیچ ثانویه
3) هسته (CORE)
4) ماده ایزوله كننده
5) مقره خارجی و بیرونی
6) ترمینالهای فشار قوی7

ترمینالهای فشار ضعیفCT ها از نظر ساختمان به دو نوع كربالا و كرپایین تقسیم می‌شود كه نسبت به مكان و نوع موجود استفاده می‌شود در نوع كربالا ، هسته ترانس جریان در بالا قرار دارد و در نوع كرپایین كه امروز ، رایج تر می‌باشد هسته ترانس جریان در پایین قرار دارد

بعضی ویژگیها که در ساختمان ونصب ترانس جریان باید رعایت گردد :
ترانسفورماتورهای جریان باید از نوع روغنی و خود خنك شونده بوده و دارای عایق‌بندی مناسبی باشند (در سطح ولتاژ 63 كیلوولت ترانسفورماتورهای جریان از نوع رزینی نیز می‌تواند استفاده شود). ترانسفورماتورهای جریان باید برای نصب در فضای آزاد و برروی پایه نگهدارنده مناسب باشند.خروجی هر یك از ترانسفورماتورهای جریان باید برای عملكرد صحیح وسائل حفاظتی و اندازه‌گیری در محدوده مورد نیاز بار وشرایط خطای مشخص شده مناسب باشد.نسبت تبدیل های متفاوت ترانسفورماتور جریان، حتی الامكان به وسیله سرهای مختلف از ثانویه آن گرفته شود.





تعاریف مربوط به ترانس جریان
جریان نامی:
مقدار جریانهای اولیه و ثانویه است که ترانس جریان بر اساس آن طراحی و ساخته شده است. جریانی که در حالت عادی از اولیه CT می گذرد می تواند تا 1.2 برابر جریان نامی اولیه باشد.ولی بهتر است این جریان به جریان نامی اولیه CT نزدیک باشد. مقادیر نامی جریانهای نامی اولیه و ثانویه را در قسمت اول ملاحظه فرمایید.
بردن (burden):
بردن عبارتست از مجموع کل امپدانسهای تجهیزات وصل شده به ثانویه CT (شامل دستگاه های اندازه گیری یا حفاظتی، کابلهای ارتباطی). مقدار بردن با ولت آمپر مشخص می گردد.
نسبت تبدیل نامی:
نسبت جریان نامی اولیه CT به جریان نامی ثانویه آن
جریان حرارتی(thermal) Ith:
عبارت است از مقدار جریانی که به اولیه ترانس جریان، به مدت یک ثانیه اعمال می شود و از نقطه نظر حرارتی مشکلی برای آن بوجود نمی آید.
جریان دینامیکی:
حداکثر جریانیست که از اولیه CT می گذرد و از نقطه نظر نیروی مکانیکی اعمال شده، CT با مشکل مواجه نخواهد شد.میزان این جریان معمولاً 2.5 برابر Ith می باشد.
توان نامی:
میزان توانی است که یک CT در جریان و بردن نامی به مدار ثانویه تحویل می دهد. طبق استاندارد مقادیر این توان عبارتند از: 2.5، 5، 10، 15، 30 ولت آمپر. البته در کاربردهای خاص مقادیر بزرگتری نیز وجود دارند( مثلاً 50VA).


خطای نسبت تبدیل(Ratio error):
میزان انحراف جریان ثانویه از مقدار تئوری، به ازای یک جریان مشخص اولیه می باشد.
1-خطای جابجایی فاز(Phase displacement error):
اختلاف فاز بین جریانهای اولیه و ثانویه یک ترانس جریان بر حسب رادیان می باشد. در صورتی که خطایی وجود نداشته باشد این مقدار برابر با صفر است.(نه 180 درجه)
2-خطای مرکب(Composite error):
خطایی است که هم دامنه و هم فاز را تحت تاثیر قرار می دهد.
نقطه اشباع یا نقطه زانو(Knee point):
نقطه ایست که در آن به ازای 10% افزایش در ولتاژ ، جریان به اندازه 50% تغییرات داشته باشد.
جریان حد دقت(Accuracy limit current):
حداکثر جریانی که از نقطه نظر خطای مجاز (خطای مرکب) می توان به CT اعمال کرد را جریان حد دقت می گویند. به عبارت دیگر بالاترین حد جریان اولیه که با در نظر گرفتن خطای مرکب می تواند به ثانویه انتقال یابد.
ضریب حد دقت:
نسبت جریان حد دقت اولیه به جریان نامی اولیه را گویند.
کلاس دقت:
برای CT اندازه گیری عبارت است از حداکثر خطای جریان مجاز در جریان نامی بر حسب درصد. برایCT-های اندازه گیر این کلاس ها عبارتند از:0.1 ، 0.2 ،0.5 ، 1 ، 3 و 5 .به عنوان مثال كلاس دقت CL=1 یعنی1 % خطا در جریان نامی
برای CT-های حفاظتی عبارتست از حداکثر خطای مرکب مجاز در دقت نامی حدجریان اولیه و با حرف P نمایش داده می شود.و طبق استاندارد شامل 5P,10P و 15P می باشد.
برای هسته های حفاظتی درصد خطای جریان را بصورت a P b بیان می كنند. مثلا 20 P 5 . و این بدین معناست که در b برابر جریان نامی خطای مرکب کمتر از a% باشد.( در 20 برابر جریان نامی حداقل خطا 5%)
برای هسته های نوع x :پارامترهای اساسی این نوع هسته ها عبارتند از: ولتاژ در نقطه اشباع، جریان مغناطیس شوندگی در نقطه اشباع و حداکثر مقاومت اهمی سیم پیچ
ضریب ایمنی Security factor:
عبارتست از نرخ جریان اولیه محدود به جریان اولیه نامی. بنابراین یک SF بالا نشان دهنده یک تغییر زیاد از جریان اولیه باشد که می تواند به تجهیزات وصل شده به ثانویه آسیب وارد نماید. بنابراین این مقدار باید پایین نگه داشته شود تا فقط جریانهایی در حد جریان نامی اندازه گیری شوند، نه جریانهای خطا.









انواع ترانس جریان

1) CT های هسته پایین
2) CT های هسته بالا
3) نوع بوشینگی
4) نوع قالبی یا رزینی
5) با هسته حفاظتی

الف) ترانسهای جریان هسته پائین:
در این نوع ترانس، هادی او لیه در داخل یک بوشینگ به شکل "U" قرار دارد، بطوریکه قسمت پایین "U" در داخل یک تانک قرار میگیرد و در این حالت اطراف هادی اولیه بوسیله کاغذ عایق شده و در روغن غوطه‌ور می‌باشد در این حالت مخزن فلزی از نظر الکتریکی محافظت میشود . سیم پیچی‌های ثانویه بصورت حلقه، هادی اولیه را در بر می‌گیرند. در این طرح طول اولیه نسبتا" زیاد بوده و عبور جریان باعث گرم شدن ترانس جریان می‌گردد . استفاده از این نوع ترانس های جریان بیشتر در مواقعی است که چندین هسته و نیز اتصالات متعدد در اولیه برای دسترسی به نسبتهای مختلف جریان لازم باشد. در این ترانسها ترکیب روغن به همراه دانه های ریز کوارتز خالص است که منجر به حد اقل شدن ابعاد ترانس میشود . محفظه روغن کاملاً آب بندی است و نیاز به باز بینی و نگهداری ندارد. باید در نظر داشته باشیم كه در مكانهای زلزله خیز از نوع كر پایین معمولاً استفاده می شود (بعلت تعادل بیشتر فیزیكی در اثر تكان خوردن زمین در زمان وقوق زلزله)

ب ) ترانسهای جریان هسته بالا :
در این نوع ترانسها مسیر طی شده در اولیه بسیار کوتاه میشود . هادی اولیه از داخل یک حلقه عبور کرده و سیم پیچ ثانویه دور هسته حلقوی پیچیده شده است . که ثانویه آن در قسمت بالا بوده و به نام "Top Core " و یا "Inverted" مشهور می‌باشند. کلیه سیم پیچ ها در داخل عایقی از روغن قرار دارد و سرهای ثانویه بوسیله سیم های عایق شده از داخل یک لوله به جعبه ترمینال هدایت میشود. جهت ایجاد عایق کافی بین ثانویه و اولیه در اطراف سیم پیچ ثانویه تعداد زیادی دور کاغذ که با توجه به ولتاژ ترانسفورماتورها تعیین می‌گردد، پیچیده می‌شود و فضای خالی بین کاغذ و اولیه نیز توسط روغن احاطه می‌شود. در ولتاژهای بالا ممکن است که سیم پیچ ثانویه در یک قالب آلومینیومی جاسازی شود. در هر دو حالت فوق بایستی سعی شود که به هیچ عنوان هوا و یا ذرات دیگر به داخل محفظه ترانسفورماتورهای جریان نفوذ ننموده و از طرف دیگر امکان انبساط و انقباض روغن در اثر تغییر درجه حرارت نیز وجود داشته باشد، لذا در بالای ترانسفورماتورها بایستی فضای خالی به وجود آورد که به منظور ایزوله نمودن از هوا، از فولاد یا تفلون و یا دیافراگم‌های لاستیکی (ممبران) استفاده می‌شود که در اثر انبساط و انقباض روغن بالا و پایین می‌روند. در بعضی از طرح‌ها نیز محفظه بالای روغن را از گاز نیتروژن پر می‌کنند.
ج ) ترانس های جریان بوشینگی :
در بعضی از دستگاه‌ها نظیر کلیدهایی از نوع "Dead Tank Type" و یا ترانسفورماتورهای قدرت و راکتورها جهت صرفه‌جویی می‌توان ثانویه یک ترانس جریان را در داخل بوشینگ دستگاه‌ها قرار داده، بطوریکه اولیه آن با اولیه دستگاه مشترک باشد. این نوع ترانس را ترانسفورماتورهای جریان از نوع بوشینگی می‌نامند. در ولتاژهای پایین نیز ممکن است از رزین به عنوان ماده جامد عایقی استفاده نمود که این نوع ترانسفورماتورهای جریان تا ولتاژ 63 کیلو‌ولت کاربرد بیشتری دارند و در حال حاضر سازندگان مختلفی سعی می‌نمایند که این طرح را برای ولتاژهای بالاتر نیز مورد استفاده قرار دهند.
د ) ترانس جریان نوع قالبی یا رزینی:
از این نوعCT ها بیشتر در مناطق گرمسیری و به منظور جلو گیری از نفوذ رطوبت و گرد و خاك به داخلCT ‌استفاده می شودو تا سطح ولتاژ 63 كیلو ولت و جریان 1200 آمپر بیشتر طراحی نشده اند.
این ترانسها بمنظور جداسازی مدارهای حفاظتی واندازه گیری از مدار فشار قوی و تبدیل مقادیر جریان یا ولتاژ به میزان مورد نظر بکار میروند . این نوع ترانسها قابل نصب در تابلوهای فشار متوسط است . عایق این نوع ترانسها از نوع اپوکسی رزین است که تحت خلا ریخته گری میشود و با خواص عایقی و مکانیکی مناسب ساخته میشود.
ر) ترانس های جریان با هسته حفاظتی
باید در جریانهای اتصال كوتاه هم بتوانند دقت لازم را داشته و دیرتر به اشباع رفته تا بتوانند متناسب با افزایش جریان در اولیه ، آن را در ثانویه ظاهر كرده و با تشخیص این اضافه جریان در ثانویه توسط رله های حفاظتی فرمان قطع یا تریپ به كلیدهای مربوطه داده تا قسمتهای اتصالی شده و معیوب از شبكه جدا شوند.به طور کلی می توان گفتبا توجه به كابردهای مختلف CT معمولاً چندین كر (هسته) در ترانسهای جریان تعبیه می‌شود كه هر كدام با توجه به نوع كاربرد و خصوصیات خاص خود را دارد . مثلاً زمانیكه اتصالی در شبكه اتفاق می افتد جریان زیادی از اولیه CT عبور می نماید اگر قرار باشد همان جریان به نسبت ، نسبت تبدیل CT در ثانویه ظاهر شود ، جریان نسبتاً زیادی در ثانویه خواهیم داشت كه این امر باعث صدمه زدن به دستگاههای اندازه گیری می‌شود . بنابراین باید از هسته هایی استفاده شود كه دارای نقطه اشباع پایین باشد كه هنگام بروز اتصالی در شبكه ، جریان سیم پیچ اولیه در ثانویه القاء نشود (اشباء زمانی است كه هسته خاصیت خود را جهت كامل كردن مدار مغناطیسی از دست می دهد ) بالعكس در مورد دستگاههای حفاظتی در هنگام اتصالی در شبكه جریان ثانویه باید یك نسبت تقریباً خطی با جریان اولیه داشته باشد به همین دلیل از هسته هایی استفاده می‌شود كه دارای نقطه اشباء بالایی داشته باشند در عمل معمولاً از 2 ، 3 و یا 4 هسته در ترانسهای جریان استفاده می‌شود كه به هسته های حفاظتی و اندازه گیری تقسیم می شوند.

كلاس دقت CT

میزان خطای CT ها با توجه كلاس دقت آنها مشخص می گردد. كلاس دقت CT برای هسته اندازه گیری و حفاظتی به دو صورت مختلف بیان می گردد. برای هسته اندازه گیری درصد خطای جریان را در جریان نامی ارائه می كنند.
مثلاً كلاس دقت CL=0.5 یعنی 5/0 % خطا در جریان نامی CT های اندازه گیری را معمولا در كلاس دقت های (1/0 – 2/0 – 5/0 – 1 -3 – 5 ) مشخص می كنند و در كاتولوگ ها و نیم پلیت تجهیزات به صورت 2/0=cl 5/1200 c.t: مشخص می گردد . در ضمن باید توجه داشت اگر بر روی نیم پلیت ها 800c نوشته شود یعنی ولتاژ اتصال كوتاه اگر از 800 ولت بالاتر رود ct به حالت اشباع خواهد رفت .
برای هسته های حفاظتی درصد خطای جریان را برای چند برابر جریان نامی بصورت XPY بیان می كنند . %X خطا در Y برابر جریان نامی مثلا 10 P 5 یعنی 5% خطا در 10 برابر جریان نا می كه CT های حفاظتی بر اساس استاندارد IEC بصورتP 5 وP 10 می باشند ( 30 P 5 و 20 P 5 و10 P 5 ) و (20 P 10و 10 P 10).

خطاهای CT
CT ها دارای چند نوع خطا می باشند :
1- خطای نسبت تبدیل
2- خطای زاویه : اختلاف زاویه و ثانویه CT با رعایت نسبت تبدیل خطای زاویه است .
CT های حفاظتی دارای خطای تركیبی می باشند . مثلا خطای تركیبی CT نوع 20P 5 برابر5% است.
CT های حفاظتی دارای خطای ALF می باشند. ( ACURRACY LIMIT FUCTER) یعنی تاچند برابر جریان نامی CT نباید خطای CT از حد گارانتی تجاوز كند مثلا خطای ALF در CT 20 p 5 برابر 20 میباشند .

ظرفیت ترانسفورماتور جریان
ظرفیت ترانسفورماتور جریان عبارتست از حاصلضرب جریان نامی CT در مقدار افت ولتاژ ناشی از گردش این جریان در مدار تغذیه شونده CT که بر حسب «VA» بیان میشود.
مقدار ظرفیت های CT تا 30 آمپر استاندارد شده است از 30 ولت آمپر به بالا بر حسب نیاز سفارش میدهند.
نحوه تست ترانس جریان

به منظور تایید صحت عملكرد تجهیزات الكتریكی تستهایی بر روی آنها انجام می شود. برخی از این تستها در كارخانه و برخی از آنها در تاسیسات و در مرحله پیش راه اندازی(Pre commissioning) صورت می گیرند.
این تست ها شامل موارد زیر می باشد:
1)بررسی ظاهر CT و خواندن وچک کردن Data Plateترانس جریان،
2) صحت نصب و كانكشن CT،
3)عدم كمبود پیچها و به خصوص پیچ مربوط به Earth

انواع تست های CT
1) Megger Test:
این تست برای تعیین مقاومت عایقی بین اولیه و ثانویه (ها) ، اولیه و زمین ، ثانویه ها و زمین و سیم پیچهای مختلف ثانویه با هم انجام می گیرد. مقدار ولتاژ اعمالی 500 V می باشد. لازم به ذكر است قبل از انجام این تست باید Earth از سمت ثانویه باز شود.
2)تست نسبت تبدیل Ratio Test:
روش 1:
در این حالت ثانویه های تمامی هسته های CT را اتصال كوتاه كرده و توسط دستگاه تزریق جریان (Current Injection Set)،جریانی برابر جریان نامی به اولیه CT اعمال نموده و مقدار جریان به دست آمده در سمت ثانویه را یادداشت می کنند. برای خواندن این جریان از آمپرمتر انبری استفاده می گردد.
روش 2:
نسبت تبدیل از رابطه A1/A2 به دست می آید. مقدار A3 نشان دهنده جریان نشتی است.
3) Polarity Test & continuity test:
طبق قرارداد می دانیم اگر جریان از سر نقطه دار اولیه یك ترانس وارد شود از سر نقطه دار ثانویه آن خارج می گردد. یعنی اگر جریان از سر اولیه وارد شود از سر ثانویه خارج می شود. برای انجام این کار یک ولتاژ DC)، (9 V)به صورت لحظه ای به اولیه اعمال کرده و با توجه به جهت حرکت عقربه گالوانومتر (یا مولتیمتر آنالوگ دارای نقطه صفر مركزی central Zero scale)، پلاریته CT تعیین می گردد. برای داشتن پلاریته صحیح در لحظه بستن كلید انحراف عقربه به سمت راست و در لحظه باز كردن آن به سمت چپ خواهد بود. و بطور كلی حركت عقربه، نشانه پیوستگی سیم پیچی هاست.
نكته: لازم است كه ترمینالهای یك CT با پلاریته صحیح بسته شوند. زیرا در صورت وصل CT با پلاریته اشتباه در CT-های اندازه گیر باعث به وجود آمدن خطا در اندازه گیری و در CT-های حفاظتی باعث بوجود آمدن سیگنالهای نا منظم می گردد. البته اگر رله وصل شده به ثانویه جهتی(directional) نباشد، دیگر پلاریته اهمیت ندارد. مثل رله تشخیص جریان توالی صفر كه به ثانویه CT كوربالانس(Core balance) وصل می شود.
4)تست دی الكتریك:
بر اساس استاندارد تست دی الكتریك با اعمال ولتاژ V 1000 به مدت یك دقیقه و فقط برای ولتاژهای كمتر از V 60 صورت می گیرد. و چون در تست Megger ولتاژ 500 V اعمال شد، دیگر نیازی به انجام این تست نیست.

تعیین مقاومت اهمی سیم پیچ ثانویه:
از آنجا كه مقدار این مقاومت پایین است میتوان با استفاده از دستگاهی مانند پل وتستون آنرا محاسبه نمود. اندازه گیری این مقاومت برای هسته های حفاظتی كلاس X ضروری است.
پس از انجام تست های فوق كابل یا پیچ Earth را می بندیم.و مطابق شكل در CT –های چند Core به كانكشن های داخلی مربوط به ترمینال های ثانویه نیز توجه می كنیم.


ترمینال ولتاژ خازنی

از لایه های خازنی که در عایق بندی سیم پیچ اولیه استفاده شده می توان بصورت مقسم ولتاژ استفاده نمود بدین منظور از لایه یکی به آخر اتصالی از طریق یک بوشینگ کوچک روی مخزن بیرون آورده میشود امتیاز بزرگ این اتصال خازنی اینست که می توان از آن برای چک کردن عایق کاغذی از طریق تست تلفات عایقی استفاده کرد . از این ترمینال همچنین جهت نشانگر ولتاژ یا برای سنکرونیزه کردن و موارد مشابه ( غیر از اندازه گیری ) استفاده کرد.


ترانسفورماتور جریان در شبكه قدرت
به دو منظور عمده بكار می رود :
1- اندازه گیری جریان به منظور اندازه گیری توان عبوری از یك نقطه و اطلاع از وضعیت شبكه از لحاظ عبور جریان در آن نقطه . در این حالت به ترانسفورماتور جریان, ترانسفورماتور اندازه گیری گفته شده كه به دستگاه های انازه گیری وصل می شود و آنچه كه در این حالت بیشتر مورد نظر است , شرایط عادی شبكه است و نیازی به دقت در شرایط غیرعادی از قبیل اتصال كوتاه و غیره نمی باشد .
2- استفاده از ترانسفورماتور جریان برای تبدیل جریان در شرایط غیرعادی شبكه برای حفاظت شبكه كه به آن ترانسفورماتور جریان حفاظتی گفته شده و به رله های حفاظتی وصل می گردد . لذا دقت تبعیت جریان ثانویه از اولیه این ترانسفورماتورها در جریانهای زیاد ( هنگام بروز عیب ) دارای اهمیت بسیار می باشد .
ضمناً یكی از وظایف اساسی و مهم ترانسفورماتورهای جریان , ایزوله و جدا نمودن ولتاژ فشار قوی اولیه از دستگاه های قابل دسترسی طرف ثانویه ( دستگاه های اندازه گیری و رله های حفاظتی و ... ) است .







ترانسفورماتورهای جریان نوع روغنی
باید به تسهیلات زیر مجهز باشند:
- نشاندهنده سطح روغن
- دریچه پركردن روغن
- شیر تخلیه
- درپوش تخلیه
- تسهیلات لازم جهت بلند كردن ترانسفورماتور كامل پرشده با روغن
قسمت فلزی پایین ترانسفورماتور جریان باید به دو ترمینال زمین در دو سمت مقابل هم مجهز باشد به‌طوری كه بتوان هادی مسی با اندازه مناسب را به آن وصل نمود. اتصال زمین باید آنچنان باشد كه ناخواسته قطع نگردد.برای برقراركردن اتصالات اولیه و ثانویه آرایش تأیید شده‌ای باید درنظر گرفته‌شود.كلیه قطعاتی كه درمعرض خوردگی می‌باشند باید از جنس مقاوم در برابر خوردگی، یا به صورت گالوانیزه گرم ساخته شوند.دسته‌ها و آویزهای مخصوص حمل و نقل و جابجایی ترانسفورماتور جریان بایستی به طور محكم به بدنه ترانسفورماتور متصل شوند.
ترانسفورماتورهای جریان، باید به یك جعبه ترمینال ثانویه با سوراخها و گلندهای كابل كافی جهت اتصال كابلها مجهز باشد. جعبه ترمینال باید دارای فضای كافی برای انجام اتصال سیمهای ارتباطی مورد نیاز و اتصال‌كوتاه كردن ترمینال‌‌های ثانویه ترانسفورماتور به‌طور آسان باشد. جعبه ترمینال می‌بایستی دارای درجه حفاظت IP54 باشد و درهنگام كار ترانسفورماتور قابل دسترسی بوده و نیز به حفاظ باران، سوراخهای تنفس پوشیده‌شده با تور و در صورت لزوم به گرمكن‌های ضد تقطیر كنترل شده با ترموستات مجهز باشد. جعبه ترمینال همچنین باید به یك ترمینال زمین جهت زمین كردن سیم‌پیچهای ثانویه و حفاظ كابلها مجهز باشد (این عمل می‌تواند توسط یك میلة مسی انجام شود). كلیه پیچها و عناصر اتصال‌دهنده باید از فلز مقاوم در برابر خوردگی ساخته شده باشند.
برای هر سه ترانسفورماتورجریان باید یك جعبه ترمینال مادر در نزدیكی استراكچر فاز میانی با درجه حفاظت IP54 تهیه شود تا اتصالات بین فازها در آن انجام گیرد. حداكثر فاصله باید بین گروه‌های سیم‌پیچی مختلف درنظر گرفته‌شود. احتیاطات لازم باید درنظر گرفته‌شود تا از توزیع یكنواخت فشارالكتریكی در سرتاسر عایق اطمینان حاصل گردد. پس از طی فرآیند ساخت ، عایق باید تماماً از رطوبت و هوا عاری شود. جزئیات روش‌های پیشنهادی برای عملیات خشك‌كردن و پركردن ترانسفورماتور و زمان خشك كردن، درجه خلاء و غیره بایستی اعلام گردد.
هر ترانسفورماتورجریان باید با روغن با مشخصات استاندارد IEC شماره 60296 پرشود. هر هسته ترانسفورماتورجریان باید از نظر الكتریكی از كلیه سیم‌پیچها جدا باشد. پیش‌بینی‌های لازم به جهت جلوگیری از وارد آمدن فشارهای مكانیكی و حرارتی بر اثر اتصال كوتاه بروی سیم‌پیچ اولیه بایستی انجام شود.ترانسفورماتورهای جریان می‌توانند دارای اولیه به شكل میله‌ای، یك یا چند دور باشند. ترانسفورماتورهای جریان روغنی بایستی كاملاً آب‌بندی شده بوده و مجهز به وسیله انبساط باشند كه این ساختار در مورد ترانسفورماتورهای جریان هسته بالا پذیرفته نمی‌باشد.عایق داخلی باید به‌طور دائم و رضایت‌بخش در مقابل نفوذ رطوبت حفاظت شد‌ه ‌باشد. وسائل آب‌بندی مربوطه باید در برابر نورخورشید، هواو آب مقاوم باشد.اتصال مقره چینی به قسمتهای فلزی بایستی بگونه‌ای باشد كه اطمینان حاصل شود كه در شرایط بارگذاری خصوصاً در شرایط گذرا نشتی روغن اتفاق نخواهد افتاد.در لحظات اول وقوع اتصال كوتاه، هسته‌های حفاظتی ترانسفورماتورهای جریان باید به درستی عمل انتقال را انجام دهند.آنها باید خطاهای سه فاز با وصل مجدد سرعت بالا را دنبال نموده و در زمان ایجاد حداكثر سطح خطا و جریان DC مربوط به آن به اشباع نروند. ولتاژ ایجاد شده در هسته در اثر وقوع خطا یا در هنگام پدیده‌های گذرا در سیستم باید به حد كافی از ولتاژ اشباع ترانسفورماتورجریان پایین ‌تر باشد تا پاسخ گذاری رضایت بخشی حاصل شود.
یك شیلد الكترواستاتیكی باید بین اولیه و ثانویه ترانسفورماتورجریان تهیه گردد تا از ورود جریانهای بالا به ثانویه و رله‌ها جلوگیری نماید. ترمینالهای ثانویه باید به نحوی قرارگیرد كه در حالت برقدار بودن ترانسفورماتورجریان، دسترسی به آن میسر باشد.ترمینالهایی از سیم‌پیچ ثانویه كه مورد استفاده قرار نمی‌گیرد بایستی زمین شوند.استقامت مكانیكی پیچهای ترمینال ثانویه باید به اندازه مناسب باشد. كلیه پیچ‌های ترمینالها باید مجهز به واشر فنری باشند.جزئیات هر آرایش و یا ساختمان خاص سیم‌پیچ‌ها كه برای اصلاح دقت ویا به هر دلیل دیگر در نظرگرفته شده است باید در مدارك نشان داده شود. برای ترانسفورماتورهای جریان با چندین نسبت تبدیل باید برچسب‌هایی تهیه شود تا اتصالات لازم برای كلیه نسبت تبدیل‌ها را نشان دهد. این اتصالات همچنین باید در تمامی دیاگرام‌های اتصالات نشان داده شود.
ترانسفورماتورهای جریان باید از نظر مكانیكی طوری طراحی شوند كه در مقابل فشارهای ناشی از بار یخ، نیروی باد، نیروهای كششی روی ترمینال های فشارقوی، همینطور نیروهای ناشی از اتصال كوتاه و زلزله كه در این متن مشخصات آمده است مقاوم باشند.مقره چینی باید بر طبق استاندارهای IEC مربوطه ساخته و آزمایش شوند و با نیازمندیهای ترانسفورماتورهای جریان مطابقت داشته‌باشد.هنگامی كه ترانسفورماتورجریان دارای چندین دور در اولیه یا از نوع هسته پایین باشد، سیم‌پیچی اولیه بایستی در صورت لزوم توسط برق‌گیر محافظت شود. مشخصه‌های حفاظتی برق‌گیر باید هماهنگ با عایق موجود بین بخش‌های اولیه باشد.

کمپکت سازی خطوط به کلیه ترفند ها و روش هایی اطلاق می گردد که در نزدیک سازی فواصل افقی و عمودی فاز ها موپر باشند . طبیعی است نزدیک سازی فاز ها خود به عوامل بسیار متعدد دیگری بستگی دارد که در مجموعه دانش های متعلق به خطوط انتقال کمپکت جای می گیرند . بنابراین حاصل بکار گیری تمام این روش ها ، تقلیل پهنا و ارتفاع پایه ها یا برج ها و درنتیجه تقلیل مساحت زمین اشغالی در طول مسیر می شوند.

بطور کلی خطوط انتقال کمپکت به پایه ها و یا برج های خاص اطلاق نمی شود ، بلکه برحسب اینکه هدف از کمپکت سازی چه باشد ، می توان روش های مختلفی را بکار گرفت ، به عبارت دیگر پهنای برج یا فاصله فاز های کناری که عملا در محاسبه عرض باند عبور دخالت دارند ، برحسب اینکه خطوط انتقال معمولی یا خیلی کمپکت باشند می تواند در محدوده خیلی وسیعی تغییر نماید ، بنابراین خطوط کمپکت می تواند از انواع مختلفی تشکیل گردد که برحسب شرایط جغرافیایی و جوی منطقه و سایر پارامتر های فنی و اقتصادی میتواند تغییر نماید . ازآنجا که لازمه کمپکت سازی خطوط انتقال ، بکارگیری طرح های ویژه و در برخی موارد استفاده از تجهیزات اضافی است ، لذا ممکن است دربرخی موارد سرمایه گذاری لازم جهت احداث آنها در مقایسه با خطوط انتقال معمولی افزایش یابد ، ولی اگر در محاسبات اقتصادی قیمت زمین نیز منظور گردد ، در اغلب موارد بکارگیری خطوط انتقال کمپکت ضمن دارا بودن مزیت های فنی ، توجیه اقتصادی نیز خواهد داشت .

2010 در یك سی دی دانلود كنید

شامل:

1-نماد ها‏؛واژگان و نامگذاری تركیبات

2-خواص عناصر و تركیبات معدنی

3- خواص سیالات

4-داده های عملی آزمایشگاهی

5-خواص پلیمر

6-ساختار مولکولی و طیف نما

7-خواص عناصر و ترکیبات معدنی

مدارهای الکتریکی 1

نرم افزار Crocodile Chemistry 6.05 به همراه آموزش

  این برنامه كاملترین نرم‌افزار آزمایشگاه مجازی است كه توسط آن می‌توان كلیه آزمایشهای شیمی دبیرستان را شبیه سازی نمود بنابراین وجودش در هر دبیرستانی لازمه، البته نسخه‌های بالاتری از این برنامه هم ارائه شده است كه فقط نسخه آزمایشی آن موجود است هم چنین برخی شركتهای داخلی این نرم‌افزار را به فارسی ترجمه كرده‌اند كه متاسفانه معمولاً به سختی نصب میشوند و خالی از اشكال نیستند این برنامه نسخه اصلی برنامه است كه به همراه آموزش و كرك مربوطه برای استفاده‌ی همكاران و دانش‌آموزان در سایت قرار داده‌ام. به امید روزی كه نرم‌افزارهای این چنینی توسط هموطنان عزیزمان تولید شود.                                          

:: Performance Requirements for Wide Area Measuring System Sensors
:: Technology Issues in Wide Area Protection
:: Relay Hidden Failures
:: Wide Area Protection and Emergency Control
:: رله و کلیدهای قدرت
:: ct-ترانس جریان
:: انتخاب سطح مقطع بهینه با هدف تقلیل کرونا در خطوط کمپکت
:: خطوط کمپکت
:: دانلود نرم افزار 13.2 PowerFactory DIgSILENT + اموزش فارسی
:: لینک دانلود نمونه سوالات وزارت نیرو 2
:: لینک دانلود نمونه سوالات وزارت نیرو 1
:: HANDBOOK OF CHEMISTRY AND PHYSICS2010
:: اطلاعیه
:: مدارهای الکتریکی 1
:: نرم افزار Crocodile Chemistry 6.05