Islanding

Islanding är det tillstånd där en distribuerad generator (DG) fortsätter att driva en plats även om extern elnätskraft inte längre finns. Islanding kan vara farligt för allmännyttiga arbetare, som kanske inte inser att en krets fortfarande är strömförsörjd, och det kan förhindra automatisk återanslutning av enheter. Dessutom, utan strikt frekvenskontroll , kan balansen mellan belastning och generering i den öde kretsen brytas, vilket leder till onormala frekvenser och spänningar. Av dessa skäl måste distribuerade generatorer detektera öar och omedelbart koppla från kretsen; detta kallas anti-ö .

Vissa mönster, allmänt känd som ett mikronät , tillåter avsiktlig ö. I händelse av ett strömavbrott kopplar en mikronätstyrenhet bort den lokala kretsen från nätet på en dedikerad strömbrytare och tvingar de distribuerade generatorerna att driva hela den lokala belastningen. Ett vanligt exempel på avsiktlig islanding är en distributionsmatare som har solpaneler fästa på den. Vid avbrott kommer solpanelerna att fortsätta leverera ström så länge instrålningen är tillräcklig. I det här fallet blir kretsen som lossades av avbrottet en "ö". Av denna anledning solväxelriktare som är utformade för att leverera ström till nätet i allmänhet ha någon form av automatisk anti-ö-krets.

I kärnkraftverk är öar ett exceptionellt driftsätt för en kärnreaktor. I det här läget är kraftverket frånkopplat från nätet och ström till kylsystem kommer från själva reaktorn. För vissa reaktortyper är islanding en del av det normala förfarandet när kraftverket kopplar från nätet, för att snabbt kunna återvinna elproduktionen. När islanding misslyckas tar nödsystem (som dieselgeneratorer) över. Till exempel utför franska kärnkraftverk tester på öar vart fjärde år.

Grunderna i öarna

Elektriska växelriktare är enheter som omvandlar likström (DC) till växelström (AC). Grid-interaktiva växelriktare har det ytterligare kravet att de producerar växelström som matchar den befintliga effekten som presenteras på nätet. I synnerhet måste en nätinteraktiv växelriktare matcha spänningen, frekvensen och fasen på kraftledningen den ansluter till. Det finns många tekniska krav på noggrannheten i denna spårning.

Tänk på fallet med ett hus med en rad solpaneler på taket. Växelriktare som är anslutna till panelerna omvandlar den varierande likström som panelerna tillhandahåller till växelström som matchar elnätet. Om nätet är frånkopplat kan spänningen på nätet förväntas sjunka till noll, en tydlig indikation på ett serviceavbrott. Tänk dock på fallet när husets belastning exakt matchar panelernas effekt vid ögonblicket av nätavbrottet. I detta fall kan panelerna fortsätta att leverera ström, som förbrukas av husets belastning. I detta fall finns det ingen uppenbar indikation på att ett avbrott har inträffat.

Normalt, även när belastningen och produktionen är exakt matchade, det så kallade "balanserade tillståndet", kommer felet i nätet att resultera i att flera ytterligare transienta signaler genereras. Till exempel kommer det nästan alltid att vara en kort minskning av nätspänningen, vilket kommer att signalera ett potentiellt feltillstånd. Men sådana händelser kan också orsakas av normal drift, som att en stor elmotor startas.

Metoder som upptäcker öar utan ett stort antal falska positiva är föremål för omfattande forskning. Varje metod har någon tröskel som måste passeras innan ett tillstånd anses vara en signal om nätavbrott, vilket leder till en " icke-detektionszon " (NDZ), intervallet av tillstånd där ett verkligt nätfel kommer att filtreras bort . Av denna anledning, före utplacering på fältet, testas nätinteraktiva växelriktare vanligtvis genom att vid sina utgångsterminaler reproducera specifika nätförhållanden och utvärdera effektiviteten av ö-metoderna för att detektera ö-förhållanden.

Tveksam motivering

Med tanke på aktiviteten på fältet, och det stora utbudet av metoder som har utvecklats för att upptäcka öar, är det viktigt att överväga om problemet faktiskt kräver hur mycket ansträngning som görs. Generellt sett ges skälen till anti-öar som (i ingen speciell ordning):

1. Säkerhetsproblem: om en ö bildas kan reparationspersonal ställas inför oväntade strömförande ledningar
2. Skador på slutanvändarens utrustning: kundutrustning kan teoretiskt skadas om driftsparametrar skiljer sig mycket från normen. I detta fall är kraftverket ansvarigt för skadan.
3. Avsluta felet: Återstängning av kretsen till en aktiv ö kan orsaka problem med verktygets utrustning, eller göra att automatiska återstängningssystem inte märker problemet.
4. Inverterförvirring: Återstängning på en aktiv ö kan orsaka förvirring bland växelriktarna.

Den första frågan har blivit allmänt avfärdad av många inom kraftindustrin. Ledningsarbetare utsätts redan ständigt för oväntat strömförande ledningar under normala händelser (dvs. är ett hus mörklagt för att det inte har någon ström, eller för att den boende dragit in huvudbrytaren?). Normala driftprocedurer enligt hotline-regler eller deadline-regler kräver att linjearbetare som en självklarhet testar för ström, och det har beräknats att aktiva öar skulle medföra en försumbar risk. Det kan dock hända att andra räddningspersonal inte har tid att göra en linjekontroll, och dessa frågor har undersökts utförligt med hjälp av verktyg för riskanalys. En brittisk studie drog slutsatsen att "Risken för elektriska stötar i samband med att solcellsanläggningar försvinner i värsta fall för både nätoperatörer och kunder är vanligtvis <10 -9 ^per år."

Den andra möjligheten anses också vara extremt avlägsen. Förutom trösklar som är designade för att fungera snabbt , har ödetekteringssystem också absoluta trösklar som kommer att lösa ut långt innan förhållanden uppnås som kan orsaka skada på slutanvändarens utrustning. Det är i allmänhet de två sista frågorna som orsakar störst oro bland verktygen. Återförslutningar används vanligtvis för att dela upp nätet i mindre sektioner som automatiskt och snabbt kommer att återaktivera grenen så snart feltillståndet (t.ex. en trädgren på linjer) försvinner. Det finns en viss oro för att återförslutningarna inte kan återaktivera när det gäller en ö, eller att den snabba cyklingen de orsakar kan störa DG-systemets förmåga att matcha nätet igen efter att felet har åtgärdats.

Om det finns ett problem med öarna verkar det vara begränsat till vissa typer av generatorer. En kanadensisk rapport från 2004 drog slutsatsen att synkrona generatorer, installationer som microhydro , var huvudproblemet. Dessa system kan ha avsevärd mekanisk tröghet som kommer att ge en användbar signal. För växelriktarbaserade system avfärdade rapporten i stort sett problemet och sägs: "Anti-ö-teknik för växelriktarbaserade GD-system är mycket bättre utvecklad, och publicerade riskbedömningar tyder på att den nuvarande tekniken och standarderna ger tillräckligt skydd samtidigt som GD penetrerar in i distributionssystemet är fortfarande relativt lågt." Rapporten noterade också att "synen på vikten av denna fråga tenderar att vara mycket polariserad," med hjälpmedel som i allmänhet överväger möjligheten att inträffa och dess effekter, medan de som stöder GD-system i allmänhet använder en riskbaserad strategi och de mycket låga sannolikheterna för en händelse. öbildande.

Ett exempel på ett sådant tillvägagångssätt, ett som stärker fallet att öbebyggelse till stor del är en icke-fråga, är ett stort verkligt ö-experiment som genomfördes i Nederländerna 1999. Även om det är baserat på det då nuvarande anti-ö-systemet , vanligtvis de mest grundläggande spänningshopp-detekteringsmetoderna, visade testningen tydligt att öar inte kunde vara längre än 60 sekunder. Dessutom var de teoretiska förutsägelserna sanna; chansen att ett balanstillstånd existerade var i storleksordningen 10 ⁻⁶ per år, och att chansen att nätet skulle kopplas ur vid den tidpunkten var ännu mindre. Eftersom en ö bara kan bildas när båda villkoren är sanna, drog de slutsatsen att "Sannolikheten att möta en ö är praktiskt taget noll"

Ändå har elbolag fortsatt att använda öar som en anledning att fördröja eller vägra implementeringen av distribuerade produktionssystem. I Ontario Hydro One nyligen sammankopplingsriktlinjer som vägrade anslutning om den totala distribuerade produktionskapaciteten på en filial var 7 % av den maximala årliga toppeffekten. Samtidigt sätter Kalifornien en gräns på 15 % endast för granskning, vilket tillåter anslutningar upp till 30 %, och överväger aktivt att flytta gränsen för endast granskning till 50 %.

Frågan kan vara hett politisk. I Ontario 2009 och därefter , nekades ett antal potentiella kunder som utnyttjade ett nytt inmatningstariffprogram att ansluta först efter att de byggt sina system. Detta var ett problem särskilt i landsbygdsområden där många bönder kunde sätta upp små (10 kWp) system under mikroFIT-programmet "kapacitetsbefriade" bara för att konstatera att Hydro One hade implementerat en ny kapacitetsreglering i efterhand, i många fall efter systemen hade installerats.

Avsiktlig islanding för reservkraft

På grund av den kraftigt ökade användningen av Public Safety Power Shutoff (PSPS) och andra kraftnätsavstängningar av elbolag, har behovet av reserv- och nödkraft för hem och företag ökat kraftigt under de senaste åren. Till exempel har vissa avstängningar av det kaliforniska verktyget PG&E varat i flera dagar då PG&E försöker förhindra att skogsbränder startar under torra och blåsiga klimatförhållanden. För att fylla detta behov av backup av elnätet, upptäcker solenergisystem med batteribackup och islanding-växelriktare en kraftigt ökad efterfrågan från hem- och företagsägare. Under normal drift när elnätet finns kan växelriktarna kopplas till nätet för att mata ström från solpaneler till lasterna i hemmet eller företaget, och därigenom minska mängden ström som förbrukas från elverket. Om det finns extra ström tillgänglig från solpanelerna kan den användas för att ladda batterier och/eller mata in ström till elnätet för att i praktiken sälja ström till kraftverket. Denna operation kan minska kostnaden för kraft som ägaren måste köpa från bolaget och hjälpa till att kompensera inköps- och installationskostnaderna för solenergisystemet.

Moderna växelriktare kan automatiskt koppla nät när elnätet finns, och när elnätet går förlorat eller inte av acceptabel kvalitet fungerar dessa växelriktare tillsammans med en överföringsomkopplare för att isolera hemmets eller företagets elektriska system från nätet och växelriktaren levererar ström till det systemet i ett ö-läge. Medan de flesta hem eller företag kan uppvisa en större belastning än vad växelriktaren klarar av, åstadkommes belastningsminskning genom att variera frekvensen på växelströmsutmatningen från växelriktaren (endast i öläge) som svar på belastningen på växelriktaren i en sätt så att växelströmsfrekvensen representerar den belastningen. Ladda moduler installerade i strömmatningen till stora belastningar som luftkonditioneringsapparater och elektriska ugnar mäter växelströmsfrekvensen från växelriktaren och kopplar bort dessa belastningar i en prioritetsordning när växelriktaren närmar sig sin maximala effektkapacitet. Till exempel, när växelriktarens uteffekt är under 50 % av växelriktarens maximala uteffekt, hålls växelströmsfrekvensen på standardfrekvensen (t.ex. 60 Hz), men när uteffekten ökar över 50 % sänks frekvensen linjärt med upp till 2 Hz (t.ex. från 60 Hz till 58 Hz) när växelriktarutgången når sin maximala effekt. På grund av enkelheten och noggrannheten hos växelriktarens växelströmsfrekvensstyrning i öläge, är denna frekvensstyrning ett billigt och effektivt sätt att överföra växelriktarbelastningen till varje hörn av det elektriska systemet den driver. En lastmodul för en lågprioriterad last kommer att mäta denna effektfrekvens och om frekvensen sänks med 1 Hz eller högre till exempel (t.ex. lägre än 59 Hz) kopplar lastmodulen bort sin last. Flera belastningsmoduler, som var och en arbetar med olika frekvenser baserat på prioritet för dess belastning, kan arbeta för att hålla den totala belastningen på växelriktaren under dess maximala kapacitet.

Dessa solenergisystem med ö-inverterare gör att alla belastningar potentiellt kan drivas, bara inte alla samtidigt. Dessa system ger ett miljövänligt, pålitligt och kostnadseffektivt reservkraftalternativ till förbränningsmotordrivna generatorer. Ö-växelriktarsystemen fungerar automatiskt när elnätet misslyckas för att säkerställa att kritiska elektriska belastningar som belysning, fläktar för byggnadsvärmesystem och matlagringsenheter fortsätter att fungera under hela avbrottet, även om ingen är närvarande i verksamheten eller om de boende i hemmet sover.

Metoder för upptäckt av öar

Att upptäcka ett öläge är föremål för omfattande forskning. I allmänhet kan dessa klassificeras i passiva metoder, som letar efter transienta händelser på nätet, och aktiva metoder, som sonderar nätet genom att skicka signaler av något slag från växelriktaren eller nätdistributionspunkten. Det finns också metoder som verktyget kan använda för att upptäcka de tillstånd som skulle få de växelriktarbaserade metoderna att misslyckas, och medvetet rubba dessa förhållanden för att få växelriktarna att stängas av. En Sandia Labs-rapport täcker många av dessa metoder, både under användning och framtida utvecklingar. Dessa metoder sammanfattas nedan.

Passiva metoder

Passiva metoder inkluderar vilket system som helst som försöker upptäcka övergående förändringar på nätet, och använder den informationen som bas som en probabilistisk bestämning av om nätet har misslyckats eller inte, eller om något annat tillstånd har resulterat i en tillfällig förändring.

Under/överspänning

Enligt Ohms lag är spänningen i en elektrisk krets en funktion av elektrisk ström (tillförseln av elektroner) och den applicerade belastningen (motstånd). I fallet med ett nätavbrott är det osannolikt att strömmen som tillförs av den lokala källan matchar belastningen så perfekt att den kan hålla en konstant spänning. Ett system som regelbundet samplar spänning och letar efter plötsliga förändringar kan användas för att upptäcka ett feltillstånd.

Under/överspänningsdetektering är normalt trivialt att implementera i nätinteraktiva växelriktare, eftersom växelriktarens grundläggande funktion är att matcha nätförhållandena, inklusive spänning. Det betyder att alla nätinteraktiva växelriktare av nödvändighet har de kretsar som behövs för att upptäcka förändringarna. Allt som behövs är en algoritm för att upptäcka plötsliga förändringar. Plötsliga förändringar i spänningen är dock en vanlig företeelse på nätet när laster fästs och tas bort, så en tröskel måste användas för att undvika falska frånkopplingar.

Omfånget av tillstånd som resulterar i icke-detektering med denna metod kan vara stort, och dessa system används vanligtvis tillsammans med andra detektionssystem.

Under/över frekvens

Frekvensen på strömmen som levereras till nätet är en funktion av tillförseln, en som växelriktarna noggrant matchar. När nätkällan går förlorad, skulle strömfrekvensen falla till den naturliga resonansfrekvensen för kretsarna på ön. Att leta efter förändringar i denna frekvens, som spänning, är lätt att implementera med redan nödvändig funktionalitet, och av denna anledning söker nästan alla växelriktare också efter feltillstånd med denna metod.

Till skillnad från spänningsförändringar anses det i allmänhet vara högst osannolikt att en slumpmässig krets av naturliga skäl skulle ha en egenfrekvens som är samma som näteffekten. Men många enheter synkroniserar medvetet till nätfrekvensen, som tv-apparater. Speciellt motorer kan ge en signal som är inom NDZ under en tid när de "varvar ner". Kombinationen av spännings- och frekvensförskjutningar resulterar fortfarande i en NDZ som inte anses tillräcklig av alla.

Frekvensförändringshastighet

För att minska tiden under vilken en ö detekteras har frekvensändringshastigheten antagits som en detekteringsmetod. Frekvensförändringshastigheten ges av följande uttryck :

${\frac {\mathrm {d} f}{\mathrm {d} t}}=ROCOF={\frac {\Delta Pf }{2GH}}$

där $f$ är systemfrekvensen, $t$ är tiden, $\Delta P$ är effektobalansen ( $\Delta P =P_{m}-P_{e}$ ), $G$ är systemkapaciteten och $H$ är systemets tröghet.

Om hastigheten för ändring av frekvens, eller ROCOF-värde, är större än ett visst värde, kommer den inbäddade generationen att kopplas bort från nätverket.

Spänningsfashoppsdetektering

Belastningar har i allmänhet effektfaktorer som inte är perfekta, vilket innebär att de inte accepterar spänningen från nätet perfekt, men hindrar den något. Grid-tie-växelriktare har per definition effektfaktorer på 1. Detta kan leda till fasförändringar när nätet går sönder, vilket kan användas för att detektera öar.

Växelriktare spårar i allmänhet fasen för nätsignalen med hjälp av en faslåst slinga (PLL) av något slag. PLL:n förblir synkroniserad med nätsignalen genom att spåra när signalen passerar noll volt. Mellan dessa händelser "ritar" systemet i huvudsak en sinusformad utgång, och varierar strömutgången till kretsen för att producera rätt spänningsvågform. När nätet kopplas ur ändras plötsligt effektfaktorn från nätets (1) till lastens (~1). Eftersom kretsen fortfarande tillhandahåller en ström som skulle ge en jämn spänningsutgång givet de kända belastningarna, kommer detta tillstånd att resultera i en plötslig förändring i spänningen. När vågformen är klar och återgår till noll kommer signalen att vara ur fas.

Den största fördelen med detta tillvägagångssätt är att fasförskjutningen kommer att inträffa även om belastningen exakt matchar utbudet i termer av Ohms lag - NDZ är baserad på öns effektfaktorer, som mycket sällan är 1. Nackdelen är att många vanliga händelser, som att motorer startar, orsakar också fashopp när nya impedanser läggs till kretsen. Detta tvingar systemet att använda relativt höga trösklar, vilket minskar dess effektivitet.

Övertonsdetektering

Även med bullriga källor, som motorer, är den totala harmoniska distorsionen (THD) för en nätansluten krets i allmänhet omätbar på grund av den i huvudsak oändliga kapaciteten hos nätet som filtrerar bort dessa händelser. Växelriktare, å andra sidan, har generellt mycket större distorsioner, så mycket som 5% THD. Detta är en funktion av deras konstruktion; en del THD är en naturlig bieffekt av de switchade strömförsörjningskretsarna de flesta växelriktare är baserade på.

Sålunda, när nätet kopplas ur, kommer THD för den lokala kretsen naturligtvis att öka till den för omriktarna själva. Detta ger en mycket säker metod för att detektera öar, eftersom det i allmänhet inte finns några andra källor till THD som skulle matcha växelriktarens. Dessutom har interaktioner inom själva växelriktarna, särskilt transformatorerna , icke-linjära effekter som producerar unika 2:a och 3:e övertoner som är lätta att mäta.

Nackdelen med detta tillvägagångssätt är att vissa belastningar kan filtrera bort distorsionen, på samma sätt som växelriktaren försöker. Om denna filtreringseffekt är tillräckligt stark kan den minska THD under tröskeln som behövs för att utlösa detektion. System utan transformator på "insidan" av frånkopplingspunkten kommer att försvåra upptäckten. Det största problemet är dock att moderna växelriktare försöker sänka THD så mycket som möjligt, i vissa fall till omätbara gränser.

Aktiva metoder

Aktiva metoder försöker i allmänhet upptäcka ett nätfel genom att injicera små signaler i ledningen och sedan detektera om signalen ändras eller inte.

Ströminsprutning i negativ sekvens

Denna metod är en aktiv ödetekteringsmetod som kan användas av trefasiga elektroniskt kopplade distribuerade genereringsenheter (DG). Metoden är baserad på att injicera en negativ sekvensström genom den spänningsbaserade omvandlaren (VSC) styrenheten och detektera och kvantifiera motsvarande negativ sekvensspänning vid punkten för gemensam koppling (PCC) av VSC med hjälp av en enhetlig tre- fassignalprocessor (UTSP). UTSP-systemet är en förbättrad faslåst slinga (PLL) som ger en hög grad av immunitet mot brus, och därmed möjliggör ödetektering baserad på injicering av en liten negativ sekvensström. Den negativa sekvensströmmen injiceras av en negativ sekvensstyrenhet som används som komplement till den konventionella VSC-strömregulatorn. Den negativa sekvensströminsprutningsmetoden detekterar en ö-händelse inom 60 ms (3,5 cykler) under UL1741-testförhållanden, kräver 2 % till 3 % negativ sekvensströminjektion för ö-detektering, kan korrekt detektera en ö-händelse för nätkortslutningsförhållandet på 2 eller högre och är okänslig för variationer av belastningsparametrarna för UL1741 testsystem.

Impedansmätning

Impedansmätning försöker mäta den totala impedansen för kretsen som matas av växelriktaren. Den gör detta genom att något "tvinga" strömamplituden genom växelströmscykeln, vilket ger för mycket ström vid en given tidpunkt. Normalt skulle detta inte ha någon effekt på den uppmätta spänningen, eftersom nätet är en effektivt oändligt styv spänningskälla. I händelse av en frånkoppling skulle även den lilla forceringen resultera i en märkbar förändring i spänningen, vilket möjliggör detektering av ön.

Den största fördelen med denna metod är att den har en försvinnande liten NDZ för en given enskild växelriktare. Det omvända är dock också den största svagheten med denna metod; i fallet med flera växelriktare, skulle var och en tvinga in en något annorlunda signal i linjen, och dölja effekterna på en växelriktare. Det är möjligt att lösa detta problem genom kommunikation mellan växelriktarna för att säkerställa att de alla tvingar på samma schema, men i en icke-homogen installation (flera installationer på en enda gren) blir detta svårt eller omöjligt i praktiken. Dessutom fungerar metoden bara om nätet i praktiken är oändligt, och i praktiken uppfyller många verkliga nätanslutningar inte tillräckligt detta kriterium.

Impedansmätning vid en specifik frekvens

Även om metodiken liknar impedansmätning, är denna metod, även känd som "övertonsamplitudhopp", faktiskt närmare harmonisdetektering. I det här fallet introducerar växelriktaren medvetet övertoner vid en given frekvens, och som i fallet med impedansmätning, förväntar sig att signalen från nätet ska överväldiga den tills nätet misslyckas. Liksom övertonsdetektering kan signalen filtreras bort av verkliga kretsar.

Slip mode frekvensskifte

Detta är en av de nyaste metoderna för att detektera öar, och i teorin en av de bästa. Den är baserad på att tvinga fasen på växelriktarens utsignal att vara något felinriktad med nätet, med förväntningen att nätet kommer att överväldiga denna signal. Systemet förlitar sig på att en finjusterad faslåst slinga blir instabil när nätsignalen saknas; i det här fallet försöker PLL:en att justera tillbaka signalen till sig själv, som är inställd för att fortsätta att driva. I fallet med nätfel kommer systemet snabbt att glida bort från designfrekvensen, vilket så småningom får växelriktaren att stängas av.

Den stora fördelen med detta tillvägagångssätt är att det kan implementeras med kretsar som redan finns i växelriktaren. Den största nackdelen är att det kräver att växelriktaren alltid är lite otidsenlig med nätet, en sänkt effektfaktor. Generellt sett har systemet en försvinnande liten NDZ och kommer snabbt att kopplas ur, men det är känt att det finns några belastningar som kommer att reagera för att kompensera för detekteringen.

Frekvensbias

Frekvensförspänning tvingar in en något avvikande signal i nätet, men "fixar" detta i slutet av varje cykel genom att hoppa tillbaka till fas när spänningen passerar noll. Detta skapar en signal som liknar Slip Mode, men effektfaktorn förblir närmare den hos nätet och återställer sig själv varje cykel. Dessutom är det mindre sannolikt att signalen filtreras bort av kända belastningar. Den största nackdelen är att varje växelriktare måste gå med på att flytta tillbaka signalen till noll vid samma punkt i cykeln, säg när spänningen går tillbaka till noll, annars kommer olika växelriktare att tvinga signalen i olika riktningar och filtrera bort den.

Det finns många möjliga varianter av detta grundläggande schema. Frequency Jump-versionen, även känd som "zebrametoden", sätter in forcering endast på ett specifikt antal cykler i ett fast mönster. Detta minskar dramatiskt risken för att externa kretsar kan filtrera bort signalen. Denna fördel försvinner med flera växelriktare, om inte något sätt att synkronisera mönstren används.

Verktygsbaserade metoder

Verktyget har också en mängd olika metoder tillgängliga för att tvinga system offline i händelse av ett fel.

Manuell frånkoppling

De flesta små generatoranslutningar kräver en mekanisk frånkopplingsbrytare, så åtminstone kan företaget skicka en reparatör för att dra dem alla. För mycket stora källor kan man helt enkelt installera en dedikerad telefonjourlinje som kan användas för att låta en operatör manuellt stänga av generatorn. I båda fallen är reaktionstiden sannolikt i storleksordningen minuter eller timmar.

Automatisk frånkoppling

Manuell frånkoppling kan automatiseras genom användning av signaler som skickas genom nätet eller på sekundära sätt. Till exempel kommunikation med kraftledningsbärare installeras i alla växelriktare, som regelbundet kontrollerar efter signaler från verktyget och kopplar från antingen på kommando eller om signalen försvinner under en bestämd tid. Ett sådant system skulle vara mycket tillförlitligt, men dyrt att implementera.

Transfer-resa metod

Eftersom verktyget rimligen kan vara säker på att de alltid kommer att ha en metod för att upptäcka ett fel, oavsett om det är automatiserat eller bara tittar på återförslutningen, är det möjligt för verktyget att använda denna information och överföra den längs linjen. Detta kan användas för att framtvinga utlösning av korrekt utrustade GD-system genom att avsiktligt öppna en serie återförslutningar i nätet för att tvinga GD-systemet att isoleras på ett sätt som tvingar det ut ur NDZ. Denna metod kan garanteras fungera, men kräver att nätet utrustas med automatiska återförslutningssystem och externa kommunikationssystem som garanterar att signalen kommer igenom till återförslutningarna.

Impedansinsättning

Ett relaterat koncept är att medvetet tvinga en del av nätet till ett tillstånd som garanterar att GD-systemen kommer att kopplas från. Detta liknar transfer-trip-metoden, men använder aktiva system i huvudänden av verktyget, i motsats till att förlita sig på nätverkets topologi.

Ett enkelt exempel är en stor bank av kondensatorer som läggs till en filial, lämnas uppladdade och normalt frånkopplade av en switch. I händelse av ett fel kopplas kondensatorerna in i grenen av kraftverket efter en kort fördröjning. Detta kan enkelt åstadkommas genom automatiska medel vid distributionspunkten. Kondensatorerna kan bara leverera ström under en kort period, vilket säkerställer att starten eller slutet av pulsen de levererar kommer att orsaka tillräckligt mycket förändring för att lösa ut växelriktarna.

Det verkar inte finnas någon NDZ för denna metod för anti-ö. Dess största nackdel är kostnaden; kondensatorbanken måste vara tillräckligt stor för att orsaka förändringar i spänningen som kommer att upptäckas, och detta är en funktion av mängden belastning på grenen. I teorin skulle det behövas mycket stora banker, en utgift som bolaget sannolikt inte kommer att se positivt på.

SCADA

Skydd mot öar kan förbättras genom användningen av SCADA-system (Supervisory Control and Data Acquisition ) som redan används i stor utsträckning på marknaden för allmännyttiga tjänster. Till exempel kan ett larm ljuda om SCADA-systemet upptäcker spänning på en linje där ett fel är känt för att pågå. Detta påverkar inte anti-ö-systemen, men kan tillåta att något av de ovan nämnda systemen snabbt implementeras.

Bibliografi

• Ward Bower och Michael Ropp, "Utvärdering av Islanding Detection Methods for Utility-Interactive Inverters in Photovoltaic Systems", Sandia National Laboratories, november 2002
•   CANMET (2004). En bedömning av distribuerade generationer Islanding-detektionsmetoder och problem för Kanada . CANMET Energicenter. CiteSeerX 10.1.1.131.6506 .
• Bas Verhoeven, "Probability of Islanding in Utility Network due to Grid Connected Photovoltaic Power Systems" , KEMA, 1999
• H. Karimi, A. Yazdani och R. Iravani, negativ sekvensströminjektion för snabb islanding-detektion av en

Distributed Resource Unit, IEEE Trans. om Power Electronics, VOL. 23, NEJ. 1 JANUARI 2008.

Standarder

• IEEE 1547-standarder , IEEE-standard för sammankoppling av distribuerade resurser med elkraftsystem
• UL 1741 Innehållsförteckning , UL 1741: Standard för växelriktare, omvandlare, styrenheter och utrustning för sammankopplingssystem för användning med distribuerade energiresurser

Vidare läsning

• "Första användningen av ett energilagringssystem någonsin"

externa länkar

• Distribuerade energiresurser
• Sandia National Laboratories