• Proceedings of the KIEE Conference
• /
• 2006.07b
• /
• pp.1159-1160
• /
• 2006

As the grid-connected photovoltaic power conditioning systems (PVPCS) are installed in many residential areas, this has raised potential problems of network protection on electrical power system. One of the numerous problems is an Island phenomenon. There has been an argument that because the probability of islanding is extremely low it may be a non-issue in practice. However, there are three counter-arguments: First, the low probability of islanding is based on the assumption of 100% power matching between the PVPCS and the islanded local loads. In fact, an island can be easily formed even without 100% power matching (the power mismatch could be up to 30% if only traditional protections are used, e.g. under/over voltage/frequency). The 30% power-mismatch condition will drastically increase the islanding probability. Second, even with a larger power mismatch, the time for voltage or frequency to deviate sufficient to cause a trip, plus the time required to execute the trip (particularly if conventional switchgear is required to operate), can easily be greater than the typical re-close time on the distribution circuit. And, third, the low-probability argument is based on the study of PVPCS. Especially, if the output power of PVPCS equals to power consumption of local loads, it is very difficult for the PVPCS to sustain the voltage and frequency in an island. Unintentional islanding of PVPCS may result in power-quality issues, interference to grid-protection devices, equipment damage, and even personnel safety hazards. So the verification of anti-islanding performance is strongly needed. In this paper, the authors propose the improved RPV method through considering power quality and anti-islanding capacity of grid-connected three-phase PVPCS in IEEE Std 1547 ("Standard for Interconnecting Distributed Resources to Electric Power Systems"). And the simulation and experimental results are verified.

• Proceedings of the KIEE Conference
• /
• 2015.07a
• /
• pp.1098-1099
• /
• 2015

${\bullet}$ 시험대상: 영월태양광 4,990kW(998kW ${\times}$ 5호) ${\bullet}$ 13.07.31 연계기술검토의뢰 ${\bullet}$ 13.08.28 한전검토결과: 인근변전소 영월S/S(40MW) 초과로 10.8km 지점의 평창 D/L 평창간 347호 주진S/S에 다음의 보완대책과 연계 권고 ${\cdot}$ 문제점: 적정전압이탈 및 순시전압변동률 유지불가 ${\cdot}$ 연계기준만족을 위해 한전에서 제시한 보완대책 : 계통용량증설(설비보강), 연계용량 감소 및 전용선로 연계 ${\bullet}$ 14.01.09 분산형설치자의 용역사(에이스기술단)에서 송배전용전기설비 이용규정과 연계기준 만족을 위한 보완대책 제안 ${\cdot}$ 태양광발전시스템 인버터 자동전압(역률/무효전력) 조정기능 및 감시설비 구비 ${\cdot}$ 최적 공통연결점 선정: 분산형전원으로 부터 전기적으로 가장 가까운 영월D/L 영월S/S측에 개폐장치설치 하고 주진S/S 측으로 연계 ${\bullet}$ 14.01.29~06.19 한전(전력연구원)의 유효성 검토 ${\cdot}$ 보완대책 기술적 유효(실증시험 시행 후 시행공문 발송 예정) ${\bullet}$ 14.08.08 송배전용전기설비 이용규정 개정에 따른 협의 ${\cdot}$ 변압기 대당 20MW에서 25MW ${\cdot}$ 변전소 전체 60MW에서 75MW까지 허용 ${\cdot}$ 영월 S/S 측 문곡/영월 D/L 연계 공사 협의 ${\bullet}$ 14.10.04 사용전검사, 한전계통연계운전 시작 ${\bullet}$ 인버터 고정역률(99.9~100%) 운전 시험 ${\cdot}$ 14.11.21 22.9kV 계전기(SEL-751) 5대, 15분 간격 자료저장 ${\cdot}$ SEL-751/USB to RS232C/노트북 15분간격 측정(첨부) ${\bullet}$ 14.03.07 인버터 역률 95.0% 조정 15분간격 측정(첨부) ${\bullet}$ 변압기탭 선정과 인버터전압조정협조시험 계획 ${\cdot}$ 변압기탭을 현장에서 상하 1탭씩 변경 ${\cdot}$ 인버터역률을 인버터공급사에서 원격조정 ${\cdot}$ 22.9kV 보호계전기 SEL-751, 15분 간격 측정 ${\cdot}$ 인버터 370V 계전기 K-PAM DG3000/현장감시설비 연계 ${\cdot}$ 15분 간격 측정 저장 ${\cdot}$ 현장감시설비/인터넷 연결 원격측정(첨부예정)