TELKOM NIKA Indonesia n  Journal of  Electrical En gineering   Vol. 16, No. 3, Dece mbe r  2 015, pp. 454  ~ 462   DOI: 10.115 9 1 /telkomni ka. v 16i3.937 7        454     Re cei v ed Au gust 21, 20 15 ; Revi sed  No vem ber 8, 20 15; Accepted  No vem ber 2 5 ,  2015   A New Algorithm for Protection  of Small Scale  Synchronous Generators  against Transient Instability         Zinat Kh osra v i *, Alireza Saffarian   Shahid  Cham ran  University of  Ahvaz  *Corres p o ndi n g  author, e-ma i l : z.khosravi6 7 @ yah oo.com       A b st r a ct  T oday,  inst all a tion of  s m al l  g e nerators has b een in cr ease d   beca u se  of the i r cons ider ab le  ben efits   in d i stributi on s ystems i n  d i stri buted  ge nerati on. One  of the  most i m port a n t  probl e m s for  transie nt stabi li ty  is the  effects of the fau l ts of sy stem. S m a ll sc ale  ge nerat ors have low   co nstant  in ertia an d protectio n   re la ys   have slow performanc e in dis t ribut ion system s. Therefor e  transient instability is  a pr obable phenomenon  for the systems w i th these gener ators.  In this pa per, dyn a mic resp onse  of generat or h a s bee n studi e d  i n   different fa ult c ond itions  an d t hen  by i n trod u c ing th e c onc e p t of " critic al f ault cl ear ing  ti me  ", the s ens i t ivity  of this time to the fau l t type a nd a l so fau l t lo cation  para m eters hav e be en  studie d . T hen  a new  protecti o n   sche m e h a s b een pr opos ed  to prevent of transi ent inst ab ility for smal l scale g ener ator . This protection   sche m e us es a new  evol uti onary a l gor ith m  bas ed o n  t he active  pow er of gen er ato r  and critica l  faul t   cleari ng ti me. T he pro pose d   relay ca n pr ev ent of  w r ong a nd u n w anted  p e rformanc e. F u rther mor e  it ca n   disco nnect th e  gen erator fro m  th e syste m   in thre e p has e  fault ne ar of t he b u s-b a r bef ore its i n stabi li ty.  Simulation res u lts show reliable  perfor m anc e of the propos ed rela y agains t system  transients.     Ke y w ords : dis t ributed g e n e ration, small sc ale sync h ron o u s ma c h in e, critical cle a rin g  fault time, out  of   synchronis m     Copy right  ©  2015 In stitu t e o f  Ad van ced  En g i n eerin g and  Scien ce. All  rig h t s reser ve d .       1. Introduc tion    Distri buted  g eneration  (DG) i s   a po we r su pply  that i s  di re ctly co n necte d to th e  network.  Today, install a tion of DG s  has b een i n creased be c a u s e of many a d vantage s  like loss re du ction,  improvem ent  in load l o sse s  and lo ad p e a ks, auxiliary  servi c e s  an d  better po we r  quality [1]. This   power  so urces  cau s e  so me chan ge s for di stri b u tion sy stem s  and  can  cre a te insta b ility and   move the  net work to  exit i n  some  ca se s [2, 3]. DG s are  mainly  synchrono us  machi n e s . Fo r a   synchro nou s gene rato r (SG)  th ere   i s   a  maximum ro t o r angl e  that DG ha s a sta b le  o p e r ation  for   belo w  of thi s   angle. F ault clearin g time a nd ine r tia h a ve impo rtant e ffects o n  SG  stability. Faul t  clea ring  time  for tra n smission  sy stem  is a ppr oxima t ely 100 m s ,  but this tim e  is l ong er f o r   distrib u tion  sy stem. Fu rthe rmore, i nertia   con s tant  fo r  small scal e S G s i s   usually  belo w  2  s tha t  is   small with  respect to large scale  SGs  which is 3 to 5 s [4]. Transi ent  instability is a main concern  for large  scal e gene rators becau se of rea s on s  like low ine r tia co nstant and  sl ow ope ratio n  o f   prote c tion  rel a ys. The r efore, this proble m  is ve ry serious fo r conn ected Sm all Scale p r ote c t i on   of Synchronous  Generato rs (SSSGs).  So more  careful studi es  are  necessary to analysi s  of  dynamic  beh avior of the s e gene rato rs  again s t faul ts.   Caldona n d  et.al., have studied  dyna mic  behavio r of b a se d inverte r  DG s at the  pre s en ce of  disturban ce s.  This  referen c e b e lieve s that  con n e c tion  of DG s  usi ng i n verter can  e liminate  re sul t ed p r oble m s from fa ult  cu rre nt feedi ng  of  the gene rato r and its in stability. Supplying of t he fault current  via this DG s incre a ses t h e   maximum inj e cted p o wer without ch a nging of  net work st ru cture [5]. Reference [6] have   investigated the transient instability in distribut ion sy stem s consi d ering  DGs wi th production o f   power and  h eat, micro - turbine  and  wi n d  turbin e  sim u ltaneo usly.  This ref.  has co ncl ude d t hat  inertia  const ant of micro-turbi ne i s  the most effective paramet er  in transi ent stability. Also,  outage  of la rge  DG s di stu r bs the  eq uali t y betwee n   a c tive  an d rea c tive  po we r a nd cau s e s  m any  probl em s d u ri ng fault  occu rren ce. So,  ap prop riate   settings for prote c tion  relay s  i n  the  co nne ct ed   DG s a r e very  importa nt [6]. Usin g of a  ski dde r  se ri e s  resi stan ce f o r imp r ovem ent of tran sie n t  stability with small ine r tia con s tant ha s been propo sed in [7]. This ref. ha s claime d that this  resi stan ce  h a s g r e a t effect on  tran si ent st ability and can pre v ent  occu red   faults  ne ar  to   gene rato r. Referen c e [14]  studie s  the effect of f ault on DG sta b il ity. This ref.  claim s  that under  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     A New Algo rithm  for Protection of Sm all  Scal e Synchronou s Ge nerators… (Zi nat  Khosravi )  455 voltage  (UV )   relays h a s a  setting  as 0.8  p.u. a nd  2 m s   whi c h  the s e am ount s a r e fun c tion  of t he  interconn ecti on relays. T h is i s  p r ob able  that a la rge   scale  DG s g o  to outa ge i n  fault conditi on.  Therefore,  an  app rop r iate  setting fo r UV relays i s   n e ce ssary to  meet the  req u irem ents  of fault  ride th rou gh  (FRT ) [8]. The  effect of fault  clea rin g  time  on  DG  stabili ty is studi ed i n  [9] and t h is  is  recommended that all main setting s must be done to prevent of DG  instability. Furthermore t h is  is  claimed that the setting  for UV  rel a ys must  be perf ormed based on tran sient stability  studies.  In the pre s en t paper, a ne w method  ha s bee n pr opo sed to dete c t  of outage fro m  synchro n ism  for SSSG. This method  can prevent the instable  operation of generat ors and increases t he  availability of  DG s. In othe r wo rd s, a n e w  relay  is pro posed to  sol u te of the me n t ioned p r o b le m s   in other  stud ies. Thi s  me thod is p e rfo r med o n   two  step s. First  step: in this step, dyna mic  behavior of  SSSG against the faults i s  analyzed  and then  a sensitivity  analysis for generator  transi ent stab ility is done on the para m e t ers in cludi ng  fault type and its location.  In this step a  real  63/20   kV su bstatio n   with thre e  smal l scal e  ge nerator i s   used.  These  gene rators h a ve b een   con n e c ted to   a 20  kV  bu sb ar via th re e transfo rme r s [1 0]. Secon d   step: in thi s   ste p  a  ne w b a se d  active p o wer algo rithm  is propo se d th at its i nput s  are  mea s u r e d  three  pha se current s  a nd  voltages at the terminal of SSSG with the frequ ency sampli ng of 1 kHz.  Algorithm is based on  the amo unt  of pro d u c ed  active po wer d u rin g  fa ult. This  cal c ulate d  po wer h a s  a m a jor  fluctuation s   which  have a   main role in  the relay  op eration time. [1 0]. Study in the field of  small  scale ge nerator and its  re spon se ag ain s t the f aults of  system, ha s  a limited references.        2.  Transient Stabilit y  of SS SG  In this  section, at first  dy namic behavior of SSSG  against sy stem faults i s  analyzed.  Then, the  sensitivity an alysis fo r g enerator  tra n sie n t stabili ty is perfo rmed with  sy stem  para m eters in cludi ng fault type and its lo cation.      2.1. Sy stem  Modeling   In this study a real network including  three SSSG has been  simul a ted in DIgSILENT.  These gen erators h a ve been conn e c ted to  a 20 kV busb a r  via three interconn ecti on  transfo rme r s. These tran sf orme rs  have  a earth ed Y- ∆  vector g r ou p  whi c h is  a pro per  con n e c tio n   for inte rconn ection  tran sf orme rs.  Gen e rato r’s ne utral have  be en  earth ed via   a re si stan ce  for  limitation of t he ea rth-fa ult cu rre nt. Out put feede rs i n clu de ai r lin e and  cable s  to co nsi der  all  prob able  stu d y conditio n s. A 63 kV network ha s be en model ed  as an extern al netwo rk b y  its   Thevenin e q u i valent model .  The studied  network ha s  been  sho w n i n  Figure1.           Figure 1. Single line diag ram for studi e d  netwo rk      2.2. Fault cle a ring time c u rv e  w i th r e spec t to fault t y pe and location   For  determin a tion of  criti c al cle a ri ng ti me  (CCT),  some  simulati ons sh ould  b e  don e by  different fa ult times.  First,  a si mulation  i s  d one  with   a lon g  d u ration a p p r oxim ately 2  se con d . If  system  ca n remain in  stab le co ndition, f ault dur ation i s  de crea sed  with an  acce ptable time  st ep.  First time that transient inst ability  occurs, is presented as  CCT. In this section, CCT is cal c ulated  for different faults  with diff erent loc a tions   duri ng the 3  kilomete r of output airlin e.      Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 16, No. 3, Dece mb er 201 5 :  454 – 462   456 2.2.1. Fault Clearing Tim e  fo r Thre e  Phase Fa ult at Busba r   Here, a  thre e  pha se  fault  occurs at 2 0  kV  bu sba r  a t  t= 10 0 m s   and i s   cle a n ed at t =   262m s. From  Figure 2  it is obvious t hat t he spee d of generator increa se s  durin g fault and  rea c he s ag ai n to its nomin al value. Fro m  out of  synchroni sm  curv e this is foun d that genera t or is   not instabl e. The cu rve s  of powe r  facto r , curren t, activ e  and re activ e  power an d voltage termi nal  have been  shown in Figu re 3 The s e f i gs sho w s  th at active po wer of ge ne rator de crea se s   extremely be cau s e  of extreme  dee p o f  voltage bu s an d after f ault cle a rin g , increa se s a n d   rea c he s to its nominal valu e.       Figure 2. spe ed and o u t of synchro n ism curve s  at  thre e pha se fault at t= 100 ms  and critical  fault time        Figure 3. The  curve s  of po wer fa ctor, cu rre nt, active and rea c tive p o we r and volt age termi nal  at  three ph ase fault at busb u r at t= 100 ms  and at fault cl earin g time 1 62 ms  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     A New Algo rithm  for Protection of Sm all  Scal e Synchronou s Ge nerators… (Zi nat  Khosravi )  457 Figure 4 is  p o we r-angle  curve (swing  curve). F r om t h is figu re thi s  is found th at output  active power  deep s extrem ely when a fa ult occurs  an d rea c he s to an instanta n e ous in cremen t  after fault  cle a ran c e.  To  show sta b ility, P0 ha s  been   dra w n  by a  b o ld h o ri zontal  line  as p r ima r y  work  point. Rotor a ngle  an d prim ary a c t i ve power  poi nts a r e avail a ble an d the r e f ore maxim u m  transfe rring p o we r an d si n u soi dal e quat ion of po we r can  be a c hi eved. Swing  curve  ha s al so   been  drawn f r om  simul a tio n  of g ene rato r du rin g  f ault.  It is fou nd th at the  su rface A1 i s   small e r  than A2. Therefore, be cau s e mech ani cal  powe r  is con s tant, rotor a ngle ha s not l a rge in creme n t  and is  stable  at the t= 162 ms fault.          Figure 4. Swing cu rve at three ph ase fau l t at busbar at  t=100 m s  an d clea ring fau l t time t= 162  ms      At Next step  a three  pha se fa ult is si mu lated  at b u sb ar  20  kV  at t=1 00m s and  is  remove d at t=26 3 ms. Fig u re 5  sho w s  that t he spee d of fault increases d u rin g  both fault and  after it and the out of syn c hroni sm curve is tu rne d  and the r efore  gene rator g oes to in stabi lity.  The  curve s  o f  powe r  fa cto r , cu rrent, act i ve and  rea c ti ve power  and  voltage termi nal have  bee n  sho w n i n  Fi gure  6 Thi s   figure  sho w s that acti ve  power of g e nerato r  extre m ely decre a s e s   becau se of e x treme dee p of voltage bu s.          Figure 5. Speed and o u t of synchro n ism curve s  at thre e pha se fault at busb a r at t= 100 m s  and   fault cleari ng  time 163 ms        Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 16, No. 3, Dece mb er 201 5 :  454 – 462   458     Figure 6.   The  curve s  of po wer fa ctor, cu rre nt, active and rea c tive p o we r and volt age termi nal  at  three ph ase fault at busb u r at t= 100 ms  and at fault cl earin g time 1 63 ms      Figure 7 is  swing  cu rve in  fault time 163 ms . If the mech ani cal i nput po we r is con s tant,  extra ene rgy  will convert to  kineti c  ene rg y and roto r wi ll accele rate.  Therefore th e  reserve  kinet ic  energy du ring  fault will be l a rge r  tha n  th e lost e n e r gy  after fault an d  rotor  accel e ration continu e s.  From  swin g curve this is o b vious that g enerat or o u ts from synchro n ism an d will  be insta b le.           Figure 7. Swing cu rve at three ph ase fau l t at busbar at  t=100 m s  an d clea ring fau l t time t= 163  ms      3.  The Propos e d  Protec tion Scheme   The critical fault clea ring ti me for ph ase  to  phase an d three  pha se faults is ve ry large r   than othe rs. Therefore i n  the  ca se  of these  fau l ts, the net work ha s a d e quate time f o r  discon ne ction  of faulted fe eder bef o r e transi ent in sta b ility of SSG and thi s  is  no t nece s sa ry that  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     A New Algo rithm  for Protection of Sm all  Scal e Synchronou s Ge nerators… (Zi nat  Khosravi )  459 gene rato r be  discon ne cte d  rapi dly. Th e pro p o s ed  prote c tion  scheme m u st  remove the fa ults  according to t heir im portance from the view poin t of st ability. The propo sed  scheme is based  on  equality su rfa c e criteri on. In other  wo rd s, gene ra to r  stability depe nds o n  its out put active po wer  durin g  of fau l t. By this  criterion, if th e  tran s f e r r e d   a c tive  po we r is la rg er  dur in g fa u l t, the   accele rating  surfa c e  will  smalle r an d rotor  will ha ve less e n e r gy and fluct uation amo u n ts.  Therefore, th e tran sfe rre d  active p o we r du ring   fault  ca n be  a  proper ind e x for p r e d iction  of  instability.  Fi gure  8 shows  the active power of  one of the generators  at phase to phase and  three p h a s e f aults at b u sb ar at t= 1 00  ms an d thei r clea ran c e  at t= 250 m s . Fi gure  expresses  that active p o w er ha s b een  extremely d e c re as ed and active  po we r rapidly cha n g e s  d u ri ng  faul t  and a c tive po wer  red u ctio n  for two pha se fault is smal ler than the same thre e ph ase fault.          Figure 8. Active powe r  at phase to pha se and thre e p hase faults      Therefore, thi s  is  possibl e  that by active  pow er a s  th e input of rel a y, fault locat i on and   fault type be  determine d.  If the critical   clea ring  time  and  a c tive p o we r b e   cal c ulated  at three   pha se fault at various lo cat i ons an d on  output air fee der, CCT cu rve will be obtained (Fi g u r e  4- 33) that  re sul t s dete r min a tion of  fault lo cation. B e ca use  of  delay  in calculation  of a c tive p o w er  and tra n si ent s in voltage  and current s  in different fa ults, active p o we r ha s be en co nsi dere d  as   c r iterion for 50 ms  after fault oc currence. Ac ti ve power in p.u. is based o n  ap pare n t power of  gene rato r. CCT curve at P for these s  fa ults ha s bee n  sho w n in Fig u re 9.          Figure 9. CCT curve at P at three pha se  fault with different location on bus b ar      More  CCT a nd mo re tran smitted a c tive po we r are  corre s p ondin g  to farthe r f aults. Th eref ore,   there i s  a deq uate time for  discon ne ction  of gene rato rs befo r e th ey can  re sult in stability. This is  adapta b le wit h  FRT re qui rements. Th e  obtained  cu rve for determination of p r ope r op erati n g   time of relay based on faul t location is employ ed before transient i n stability of SSSG. A proper   inverse  cha r a c teri stic curv e shoul d b e   sele cted  fo r relay. By co nsiderin g of  op erating  time  and   also  safe tim e  margin to i n crea se the  secu rity factor,  100 m s  ha s  been u s e d  in  fig for safe ti me   margi n  bet we en relay characteri stic an d  CCT-P 1 0 . T he p r opo se d  relay  cha r a c teristi c  in  Figu re  4-34  can b e  converted to E quation  (1)  wi th an accepta b le error.                        (1)      Figure 10. Ch ara c teri stic  curve for the p r opo se d rel a y      4. Algorithm   The m e asured three phase current s and volt ages  are the i nput s of SSSG termi nals with  sampli ng fre quen cy of 1  kHz. Algo rith m is ba se d o n  the outp u t active po we r durin g fault. All  curre n t and  voltage ph asors should  b e  cal c ul ated  and the r efo r e total active  power  ca n  be  achi eved. Thi s  active p o we r ha s fluctuati ons t hat h a ve  not con s id erable effect o n  time operating   of relay. He n c e thi s  is  a si mple an d cap able me th od  for cal c ul atio n of active p o wer. T o  prevent  of ope ration i n  the tra n si e n ts like loa d   she ddin g , wh ich  can  re sult  som e  po we r fluctuation s ,  the   rang e of  o p e ration  ha s b een limited  to sm aller  tha n  0.8 p.u. va lues. T h e s e f l uctuatio ns  can  threat th e  safe op eratio n. Co nsi deri ng the s e   po ints, the li mi ted safe o p e ration  rang e is  achi eved. Thi s  method i s  shown in Figu re 11 [10].   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 16, No. 3, Dece mb er 201 5 :  454 – 462   460     Figure 11. Flowcha r t for the prop osed al gorithm       To increa se  of the safety,  three ph ase  curre n t pha sors hav e been u s e d  in load   she ddin g  for  preventio n of  relay op eration. Thi s  is   b a se d on thi s   fact that if cu rre nt wa s la rger  than 1.5  p.u.  in two  ph ases, fault  sh o u ld o c cur  an d othe rwi s e,  relay h a s no   action  (relay  has  been  clo s e d ).  This cl aim i s  true  be cau s e loa d  chan g e s  ca n not  ca use  that g e n e rato r  curre n t be  large r  tha n  1. 5 p.u. Th e fa ult dete c tion l ogic a c tives t he relay. If calcul ated p o w er is lo wer than  0.8 p.u., time  operation will  be cal c ulate d  and rel a y counter  will be  incre a sed fro m  cha r a c teri stic  curve in Fi gure 9.         5.  Opera t ing Results o f  the  Proposed Rela y   The po we r system with si ngle line dia g r am in Figu re  3-1 ha s bee n cho s e n  to test the  operation of t he propo se d  relay. Fo r three ph ase faul ts in different  locatio n s  on  a 3 kil o mete r  air   feeder,  ph ase to  pha se  a nd  singl e p h a s e fa ults at  b u sb ar 20  kV,  gene rato r di scon ne ction ti me   whi c h is e qua l to operatio n time of the rel a y in addition  of 80 ms to consi der of tim e  ope ration o f   brea ke r, have  been sho w n  in Table 1.          Table 1. Re sults for rel a y operation   Fault t y pe  – fault  location  Sepration time of  generato r   b y  pr oposed rela y(ms)   cct ( m s)   Single phase - b u sbar   No opera t ion  stable  Phase to phase -  busbar   No opera t ion  960   Three p hase - bu sbar  142    162    Three p hase – 0. 3 km  156    178    Three p hase – 0. 6 km  175    198    Three p hase – 0. 9 km  208    221    Three p hase – 0. 12km  237    246    Three p hase – 0. 15 km  264    275    Three p hase – 0. 18 km  301    311    Three p hase – 0. 21 km  311    354    Three p hase – 0. 24 km  361    411    Three p hase – 0. 27 km  142    492    Three p hase – 3  km    624       Con s id erin g the setting of  250 ms fo r voltage relay  accordan ce  with stand ards, the   prop osed rel a y has mu ch better op e r ation. Beca use  criti c al fault clea rin g  time has b een  determi ned 1 62 ms an d relay disconn ects g ene rat o r  wh en it is instable. Critical fault clea ring   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     A New Algo rithm  for Protection of Sm all  Scal e Synchronou s Ge nerators… (Zi nat  Khosravi )  461 time is 960 m s  for two ph a s e fault at busba r, voltage relay disco n n e cts g ene rato r at t= 160 ms  that there  is  no ne ce ssa r y need  for  ra p i d disco nne ct ion. Fo r three  pha se fa ult  also th ere is  no   necessa ry ne ed fo r rapid   discon ne ction  and  the  pro posed  relay  can  in cre a se  the avail abili ty  duratio n of g enerator a nd  prevent  fro m  its unwanted  outage. In th e ca se of thre e pha se fault s  at  %20 of the e nd of feed er,  relay ha s n o  operation  b e c au se  active  power i s  la rg er than  0.8 p . u .   durin g these  faults. For prote c tion of  generator  a gain s t this faults and al so  phase to phase   faults, ca n e m ploy othe r  available  rela ys like volta g e  relay s  with   highe r setting s an d relays  with   more  delay ti me. The  re su lts sh ow th at for all  st udied  ca se s, fault clea ring tim e   is smalle r tha n   critical fault clearin g time. Furthe rmo r e,  for  singl e ph ase a nd ph a s e to ph ase and three ph ase   faults at the  end of line th at do not cre a te tran sient  instability for  gene rato r, there i s  ad equ ate  time for fa ult  clea ran c e  an d prevent u n w ante d  di sco nne ction. Fo r these fault s , other p r ote c tion  relays p r ote c t the g ene rato r  with a deq u a te time  dela y . Some rela ys like u nde r voltage  rel a ys,  are u s e d  a s  a cla s sic m e thod to p r e v ent transi e n t  instability [11]. But this is proba ble  that  gene rato r b e  disco nne cte d  in  unn ecessary  conditi o n s li ke  two  p hase a nd th ree p h a s e fa u l ts   [11]. This sh ort cle a rin g  time makes m i ss  coo r din a tion of UVs  wi th down w a r d  system an d for  two ph ase an d three  pha se faults  re sult s un wa nted d i sconn ectio n   of gene rato r  and redu ce s i t s   availability [12].            6.  Cons tan c y  o f  the Propo s e d Algorith m   To test the  con s tan c y of  the pro p o s ed al go rithm  in different  operation  co ndition s,  several state s  have be en  con s id ere d . These co ndi tio n s in clud e ch ange in the  short ci rcuit po wer  of the extern al network, chang e in the  numbe r  of g e nerato r s an d  interconn ecti on tra n sfo r m e rs.   To test the  sa fe ope ration  o f  relay in the s e co ndition s t h is i s  ad equ a t e to ob serve  some  chan ge s   in relay characteri stic  curve.    Figure 4-35  sho w s the  se nsitivit y of rel a y cha r a c teri stic  cu rve to  these  ch ang e s . Thi s   figure (2 tra n s form ers)  correspon ds to the ca se  with  one disco nne cted tran sfo r mer.  In seco nd  ca se (Zth ch a nge), th ree in terco nne ction  transfo rm e r s are in the  sy stem an d sho r t circuit po wer  of the external netwo rk h a s bee n increased. In  other word s, e quivalent im peda nce of the   external n e twork  ha s be en  decrea s e d . Employi ng of  curve fitting  method fo r th ese  cu rves  can  be expre s sed  as Equation  (2).     Top=ap 2 + b + c                                                                                                                                       (2)    Table 2  sho w s app roximat e  values fo r a ,  b, c and say s  these pa ra meters do no t create  very cha nge s in varia b le  conditio n s.  This  i s  one  advantage  for the prop ose d  rel a y that  demon strates its capa bility in variou s system and its condition s.       Table 2. Approximate values for a, b, c  c    b    a    Change in condit i on    589.88    06.248 -    06.911    SSSG  2    589.88    06.248 -    06.911    SSSG  1    589.88    06.248 -    06.911    Transform er 2    99    378   -    2.1112    Zth changed        6.1. Transien t Effe cts o n  the Oper atio n of Propose d  Rela y   A se cure p r o t ection  sche me should  o perate  carefu lly during t r a n sie n ts. Th e  prop osed  r e la y is   ma in ly b a s e d on  ac tive  pow e r  an d   th e r efore  sho u l d  not  be  affected  by  po wer  fluctuation s . In this  se ction  operation of  prop osed al g o rithm h a s  b een te sted d u ring t r an sie n ts.  In this ca se,  a large loa d  shed ding a n d  tran si ent fault have be en simul a ted  for system.  All  amount  of a c tive po wer ha s b een  sho w n in Fi gu re  1 2  du ring  this l oad  sh eddin g .  This amo unt  is   large r  than 0 . 8 p.u. There f ore, relay h a s no  a c tion.  Figure 1 3  shows the co unter am ount  for  these transi e nt faults. Co unter in crea ses du ring  sh ort circuit but  reset s  ra pidl y. These re sults   expre ss that t he pro p o s ed  relay ha s a re liable ope rati on agai nst sy stem tran sie n t s.         Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                             ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 16, No. 3, Dece mb er 201 5 :  454 – 462   462     Figure 12.  A ctive power fo r a large loa d  she ddin g         Figure 13.  C o unter am ount , activation of the relay and  its disconn ection sign al for a transie nt  fault       7. Conclu sion   Today, insta llation of small gen erat ors  ha s be en in cre a se d be cau s e  of their  con s id era b le  benefits i n  distrib u tion  system s  in  distrib u ted  gene ration.  One of the  most  important problems for t r ansient stabilit y is the  effects  of the faults of  system. Small scale  gene rato rs  h a ve low  co nst ant ine r tia an d protectio n  relays h a ve sl ow p e rfo r ma n c e in  dist ributi on  system s. The r efore tran sie n t instability is a  proba ble  pheno meno n for the sy stems  with the s e   gene rato rs. T h is pap er off e red a ne w  method for d e tection the o u t of sync hro n ism of the small  scale g ene rat o r. Thi s  meth od was b a se d on eq ual  su rface s   crite r io n and e m ploy ed a c tive power  for determina tion of instab ility  and out of synch r oni sm. This sche me ca n prev ent of instabl e  gene rato r o peratio n an d  increa se s  the availab ili ty of distrib u ted ge nera t ions in clu d i n g   synchro nou s  gene rato r. In other wo rd s a new re lay  has bee n propo sed to so lute the former  probl em s.          Referen ces   [1]  T  Ackermann, G Andersson, L Söder. Dis tribute d  gen era t ion: A definiti on.  Elect. ow er Syst. Res .   200 1; 57(3): 19 5-20 4.  [2]  P Sian o, LF  Ochao, GP Harris on, A Piccol o . Assessi n g  the  strategic b enefi t s of   distribute d  ge nerati o n   o w n e rshi p for DNOs.  IET   Gener. T r ansm. D i strib . 200 9; 3(3): 225-2 36.   [3]  J He, Y WeiLi,  MS Munir. A  flexibl e  h a rmo nic contro l ap p r oach  thr oug h voltag e-contro ll ed  DG-gri d   interfaci ng co n v erters.  IEEE Trans. Ind. Electron . 201 2; 59(1 ) : 444-45 5.  [4]  W Freitas, JC M Vieira , A Morel a to, LCP d a  Silva, VF  da Costa, F AB L e mos. Comp ar ative an al ysi s   bet w e en s y n c hron ous  and  i nducti on mac h ines for  distrib u ted g e n e ratio n  ap plic atio ns.  IEEE Trans.   Power Syst . 2006; 21(1): 3 01- 311.   [5]  I Xyng i, A Ishchenk o, M Pop o v, L van der  Sluis.  T r ansien t  stabilit y   an al ysis of a distrib u tion n e t w or k   w i t h  distri buted  gener ators.  IEEE   T r ans. Power Syst . 2009; 24(2): 11 02- 11 04.   [6]  I Xyng i, A Ishchenk o, M Pop o v, L van d e r Sluis.  Protecti o n , transie nt stability a nd fau l t ride-thr oug h   issues in  distri butio n netw o r ks w i th dispersed ge nerati on.  In Proc. 43rd Int. Univ. Po w e r Eng. Conf .   Padov a, Ital y . 200 8: 1-5.  [7]  R Ca ldo n , F  Rossetto, R T u rri.  Analys is  of d y na mic perfor m a n ce  of dis p ersed  ge nerati on co nn ecte d   throug h i n vert er to d i strib u ti on  netw o rks.  17th Inter nati o nal  Co nferenc e  o n  El ectricity  Distrib utio n.   Barcel ona. 2 0 0 3 .  [8]  A Ishchenk o, JMA M y rzik, W L  Kling.  T r a n sie n t stabil i ty analys is of a distrib u tio n  netw o rk w i t h   distrib u ted ge nerators.  Pr oc eed ings  of th e 4 1 st Intern athio nal  U n ive r sities P o w e r  Eng i ne eri n g   Confer ence. U K . 2006.       [9]  RM T u mily , CG Bright,  GM Burt.  Applyi ng series braki ng resistors  to  i m prove th e trans ient stab ility o f   low  interia s y nchro nous d i stribute d  gen erators.  19 th  Internation a l  Confere n ce  on Electricit y  Distributi on. Vi enn a. 200 7.  [10]  R Razz agh i,  M Davar pan ah , M Sana ye  P a san d .  A n o ve l protectiv e  sc heme to  prote c t small sca l e   s y nc hro nous  g ener ators a g a i nt transi ent i n stabilit y.  IEEE  T r ans. Ind. E l ectron . 201 3; 60(4): 165 9- 166 7.  [11]  EJ Coster, JM A M y rz ik, WL  Klin g.  Influ enc e of  protecti on   on tra n sie n t st abil i ty of  med i u m  v o lta ge  gri d s   inclu d i ng distri buted g e n e rati on . In Proc. Univ. Po w e r Eng.  Conf. Engl an d. 2007.   [12]  SSW  El-khattam, R Se eth apath y .  Co mp ariso n  of  anti - islan d i ng sc h e mes  oper ati ng ti me fo r           distrib u ted systems w i th lar g e  capacity w i nd  turbines.  F i fteenth n a tion al  po w e r s y stems  conferen c e       (NPSC). 200 8.     Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.