دانلود ترجمه مقاله تخصیص شاخص خطا در فیدر توزیع شامل تولید پراکنده

1. مقدمه 2. مساله موقعیت خطای چندگانه مشکوک 3. تخصیص بهینه FI بدون DG 4. تخصیص FIهای جهت دار و متداول با استفاده از NSGA-II 5. مطالعات موردی تکمیلی 6. نتیجه گیری

چکیده – به دلیل این که سیستم های توزیع، شعاعی و شاخه ای هستند، شاخه های مختلف، امپدانس تجمعی یکسان از ایستگاه های فرعی دارند. متعاقبا تکنیک های برآورد فاصله مبتنی بر امپدانس می توانند چندین ناحیه مشکوک به بروز خطا را شناسایی نمایند. تخصیص شاخص های خطا، این مشکل را تضعیف می کند. با این وجود با توزیع پراکنده در سیستم های توزیع، جریان خطا که قبلا تنها توسط ایستگاه فرعی تغذیه می شد، اکنون توسط ژنراتورهای پراکنده تغذیه می شود. این پدیده می تواند منجر به فعالیت غیرصحیح شاخص های خطای مرسوم شده و نیاز به شاخص های جهت دار وجود داشته باشد. در این موقعیت، رویکردی برای تخصیص شاخص های خطای مرسوم و جهت دار، در تغذیه کننده توزیع، با در نظر گرفتن تولید پراکنده، در این مقاله پیشنهاد می شود. برای نشان دادن مسافت پیمایش شده، توسط تیم های تعمیر و نگهداری، در طول مکان یابی خطا، رویکرد پیشنهادی از مسیرهای حقیقی، میان مکان های مشکوک به خرابی استفاده می کند که خود باعث می شود این رویکرد، واقع گرایانه باشد. علاوه بر آن با استفاده از یک الگوریتم NSGA-II، بهترین مجموعه شاخص های خطای جهتدار و مرسوم تعیین شده است. نتایج نشان می دهد که شاخص های خطای مرسوم، در حضور ژنراتورهای پراکنده با توان پایین، عملکرد دقیقی دارند (کمتر از 20% توان ایستگاه فرعی) و در حضور ژنراتوهای توان بالا، چندین شاخص خطای جهت دار وجود دارد. مقدمه: سیستم های توزیع الکتریکی، در برابر خطا (به خصوص خطای سربار)، آسیب پذیری بالایی دارند. این خطاها توسط خرابی ادوات، آذرخش، حیوانات، درختان و ... به وجود می آیند [1،2] و هم چنین عدم توانایی مکان یابی سریع و حذف آن ها منجر به مشکلات اجتماعی و اقتصادی می شود. علاوه بر آن، شاخص هایی با قابلیت اطمینان پایین، تصویر صنایع همگانی را خدشه دار کرده و ممکن است آن را درگیر مجازات های حقوقی و قراردادی نماید. به منظور حل این مسئله، پژوهشگران در تکنیک های مکان یابی خطا، بهبودیابی هایی را توسعه دادند.

As distribution systems are typically radial and branched, different branches have the same accumulated impedance from substation. Consequently, the impedance-based distance estimation techniques may identify multiple suspected locations for the same fault. The allocation of fault indicators reduces this problem. However, with distributed generation in distribution systems, the fault current, previously fed only by the substation, is now also fed by distributed generators. This may cause an incorrect operation of conventional fault indicators, requiring directional ones. In this context, an approach for allocation of conventional and directional fault indicators in distribution feeders, taking into account the distributed generation, is proposed in this paper. To represent the distance traveled by the maintenance teams during faults location, the proposed approach uses actual paths between the suspected fault locations, making the method realistic. Furthermore, using a NSGA-II algorithm, the best set of conventional and directional fault indicators required is determined. Results show that conventional fault indicators work accurately in the presence of low power distributed generators (less than 20% of the substation power) and, in the presence of high power generators, few directional fault indicators are needed. Introduction: Electrical distributions systems are very susceptible to faults, especially the overhead ones. These faults are caused by equipment failure, animals, trees, lightning, etc. [1,2], and the incapability of quickly locate and eliminate them leads to social and economic problems. Moreover, bad reliability indexes blacken the utilities’ image and may cause legal and contractual penalties. In order to solve this issue, researchers have been developing improvements in fault location techniques [3].