تارنس فورماتور

کنتور سه  فاز اکتیو نام برد.Image
1-تعریف ترانس فورماتور:

ترانس فورماتور از دو قسمت اصلی هسته و دو یا چند قسمت سیم پیچ که روی هسته پیچیده می شود تشکیل می شود , ترانس فورماتور یک دستگاه الکتریکی است که در اثرالقای مغناطیسی بین سیم پیچ ها انرژی الکتریکی را ازمدارسیم پیچ اولیه به ثانویه انتقال می دهد بطوری که در نوع انرژی و مقدار آن تغییر حاصل نمی شود ولی ولتاژ و جریان تغییر می کند بنابراین باصرف نظراز تلفات ترانس داریم :
P1=P2 --- V1 I1 = V2 I2= V1/V2 = I2/I1 = N1/N2
که اصول کار ترانس فورماتور براساس القای متقابل سیم پیچ ها است .
2- اجزاع ترانس فورماتور:

هسته , سیم پیچ ها , مخزن روغن , رادیاتور , بوشینگ های فشار قوی وضعیف , تپ چنجرو تابلوی مکانیزم آن , تابلوی فرمان , وسایل اندازه گیری و حفاظتی , شیرها و لوله های ارتباطی , وسایل خنک کننده ترانس جریان , شاسی و چرخ , ...
3- انواع اتصّال سیم پیچ :

اتصال سیم پیچ های اولیه و ثانویه در ترانس معمولاً به صورت ستاره مثلث , زیکزاک است .
4- ترانس فورماتورولتاژ(PT,VT):

چون ولتاژهای بالاتر از 600 V را نمی توان به صورت مستقیم بوسیله دستگاه های اندازه گیری اندازه گرفت , بنابراین لازم است که ولتاژ را کاهش دهیم تا بتوان ولتاژ را اندازه گیری نمود و یا اینکه در رله های
حفاظتی استفاده کرد ترانس فورماتور ولتاژبه این منظوراستفاده می شودکه ترانس فورماتور ولتاژ از نوع مغناطیسی دارای دو نوع سیم پیچ اولیه و ثانویه می باشد که برای ولتاژهای بین 600 V تا 132 KV استفاده می شود .
5-ترانس فورماتورجریان(CT):

جهت اندازه گیری و همچنین سیستم های حفاظتی لازم است که از مقدار جریان عبوری از خط اطلاع پیدا کرده و نظر به اینکه مستقیماً نمی شود از کل جریان خط دراین نوع دستگاه ها استفاده کرد و در فشار ضعیف و فشار قوی علاوه بر کمییت , موضوع مهم ایزوله کردن وسایل اندازه گیری و حفاظتی از اولیه است لزا بایستی به طریقی جریان را کاهش داده و از این جریان برای دستگاه های فوق استفاده کنیم واین کار توسط ترانس جریان انجام می شود .
ـــ پارامترهای اساسی یک CT :
نقطه اشباع , کلاس ودقت CT , ظرفیتCT , نسبت تبدیل CT .
6- نسبت تبدیل ترانس جریان:

جریان اولیه Ct طبق IEC 185 مطابق اعداد زیرمی باشد که اصولاً باید در انتخواب جریان اولیه یکی از اعداد زیر انتخواب شود:
10-15-20-25-30-40-50-60-75-100-125-150 Amp
درصورتیکه نیاز به جریان اولیه بیشتر باشد باید ضریبی از اعداد بالا انتخواب شود . جریان ثاویه Ct هم طبق IEC 185 مطابق اعداد زیرمی باشد : 1-2-5
برای انتخواب نسبت تبدیل Ct باید جریان اولیه را متناسب با جریان دستگاه های حفاظت شونده و یا دستگاه هایی که لازم است بار آنها اندازه گیری شود انتخواب کرد .
در موردCt تستهای مختلفی انجام می شودکه رایج ترین آنهاعبارت اند:
تست نطقه اشباع , تست نسبت تبدیل , تست عایقی اولیه و ثانویه .
7- حفاظتهای ترانس:

الف : حفا ظتهای دا خلی :
1-اتصال کوتاه :
A دستگاه حفاظت روغن (رله بوخهلتز, رله توی ب) , B دستگاه حفاظت درمقابل جریان زیاد( فیوز, رله جریان زیادی زمانی ) , C رله دیفرانسیل
2- اتصال زمین :
A مراقبت روغن با رله بوخهلتز, B رله دیفرانسیل, C سنجش جریان زمین
3-افزایش فلوی هسته :
A اورفلاکس
ب : حفا ظتهای خارجی :
1-اتصالی در شبکه :
A فیوز, B رله جریان زیاد زمانی , C رله دیستانس
2-اضافه بار :
A ترمومتر روغن و سیم پیچ , B رله جریان زیاد تاخیری , C رله توی ب , D منعکس کننده حرارتی ,
3-اضافه ولتاژ در اثر موج سیار :
A توسط انواع برق گیر
ج : خفا ظتهای غیر الکتریکی :
1- کمبود روغن : رله بوخهلتز ,
2-قطع دستگاه خنک کن
4-نقص در تپ چنجر : رله تخله فشار یا گاز
انواع زمین کردن :

1- زمین کردن حفاظتی:
زمین کردن حفاظتی عبارت است از زمین کردن کلیه قطعات فلزی تاًسیسات الکتریکی که در ارتباط مستقیم ( فلزبه فلز ) با مدار الکتریکی قرار ندارد .
این زمین کردن بخصوص برای حفاظت اشخاص درمقابل اختلاف سطح تماس زیاد به کار گرفته می شود .
2-زمین کردن الکتریکی:
زمین کردن الکتریکی یعنی زمین کردن نقطه ای از دستگاه های الکتریکی و ادوات برقی که جزئی ازمدارالکتریکی می باشد.
مثل زمین کردن مرکز ستارهً سیم پیچ ترانسفورماتور یا ژنراتور .
که این زمین کردن بخاطرکارصحیح دستگاه و جلوگیری از ازدیاد فشار الکتریکی فازهای سالم نسبت به زمین در موقع تماس یکی از فازهای دیگر با زمین .
3- روشهای زمین کردن:
ـــ روش مستقیم :
مثل وصل مستقیم نقطه صفر ترانس یا نقطه ای از سیم رابط بین ژنراتور جریان دائم به زمین .
ـــ روش غیر مستقیم :
مثل وصل نقطه صفر ژنراتور توسط یک مقاومت بزرگ به زمین یا اتصال نقطه صفر ستاره ترانس توسط سلف پترزن (پیچک محدود کننده جریان زمین(
ـ زمین کردن بار:
باید نقطه صفریااصولاً هرنقطه از شبکه که پتانسیل نسبت به زمین دارد توسط یک فیوز فشارقوی (الکترود جرقه گیر) به زمین وصل می شود.
ولتاژهای کمکی :
1ـ ولتاژکمکی (DC 110):
این ولتاژ درپستها یکی از پر اهمیت ترین ولتاژهای مورد نیاز تجهیزات است . کلیه فرامین قطع و وصل بریکر وتغذیه اکثر رله های موجود در هر پست ازهمین منبع تامین می شود .
این ولتاژ توسط یک دستگاه شارژر سه فاز و یک مجموعه 10 ستی باطری12 ولتی به آمپراژ 165 آمپر ساعت , یک تغذیه حفاظتی مطمئن را به وجود میآورد.
ولتاژ 110 ولتی مستقیم وارد تابلوی توضیع DC به مشخصه (+SB) شده واز آنجا جهت مصارف گوناگون از جمله کلیه فرامین قطع و وصل, تغذیه موتور شارژ فنر بریکرهای KV 63 , تغذیه سیستم اضطراری روشنایی توضیع می شود ضمناً هر خط تغذیه مجهز به فیوزهای مجزامی باشد .
2ـ ولتاژکمکی (AC):
ولتاژ کمکی متناوبV 380/220 , توسط ترانس های کمکی هریک به قدرت KVA 100تامین می گردد که سمت اولیه KV 20 توسط فیوزــ های10A/20KV حفاظت می شود .
مراحل ورود ولتاژ کمکی به تابلوی توزیع به این ترتیب است که ولتاژ وارد باکس (AL – T– QS – Q ) داخل محوطه می شود که خود باکس شامل کلید پاپیونی , فیوزهای کتابی و بریکر V400 می باشد .
سپس توسط کابل وارد تابلوی توزیع +SA شده و از طریق کلیدهای پاپیونی که به طور مکانیکی با هم اینترلاک شده اند وارد باسبار توزیع می شود , ولتاژ متناوب V380/220 جهت تغذیه سیستم های روشنایی وگرمایی وموتورهای شارژ بریکرهای KV20,موتورتپ چنجرترانس و شارژها و ... استفاده می شود.
اندازه گیری :

دستگاهای اندازه گیری روی تابلو کنترل برای قسمتهای مختلف شامل:
ـــ فیدر ورودیKV63 شامل آمپرمتر با سلکتورسویچ ( تعیین بالانس بودن یا نبودن فازها ) , ولتمتر با سلکتورسویچ .
ـــ فیدر ورودی KV20 شامل آمپرمتر با سلکتور , ولتمتر با سلکتور مگاوات متر و مگاوار متر .
ـــ فیدر خروجی KV20 شامل آمپرمتر با سلکتورسویچ فازها .
ـــ فیدرورودی KV20 درداخل فیدر خانه شامل آمپرمتربا سلکتورسویچ , ولتمتر با سلکتورسویچ .
اینترلاکها :

اینترلاکها به دو دسته الکتریکی و مکانیکی تقسیم می شوند و جهت جلوگیری از عملکردهای ناصحیح تعبیه شده اند .
ـــ اینترلاکهای یک بی خط KV63 : اینترلاک الکتریکی بین سکسیونرزمین خط و ترانس ولتاژ تعبیه شده و تازمانیکه ترانس ولتاژ تحت ولتاژ شبکه باشد , اجازه بستن به سکسیونر زمین خط داده نمی شود .
اینترلاک الکتریکی بین دو سکسیونر طرفین بریکر یک بی خط kv63 تا زمانیکه بریکر در حالت قطع قرار نگیرد اجازه باز یا بسته شدن به سکسیونرطرفین داده نمی شود .
ـــ اینترلاکهای یک KV63 ترانس فورماتور : اینترلاک الکتریکی بین بریکر KV63 وسکسیونر بی ترانس تا موقعی که بریکر در خالت قطع نباشد اجازه باز یا بسته شدن به سکسیونر داده نمی شود .
ـــ اینترلاکهای یک KV20 ترانس فورماتور: اینترلاک مکانیکی بریکر کشویی ورودی KV20 تاهنگامی که بریکر در حالت وصل باشد , پین انترلاک که در قسمت زیر بریکربین دو چرخ عقب بریکر کشویی قرار دارد , اجازهداخل یا خارج شدن از فیدر را نمی دهد . هنگامی که بریکردر مدار وصل است پین مربوطه پشت نبشی که در قسمت کف فیدر پیچ است قراردارد واجازه خارج شدن بریکررانمی دهد .
اینترلاک الکتریکی بین سکسیونر ارت سرکابل ورودی KV20 از ترانسفورماتور و بریکرهای KV20 و KV63همان ترانس به این ترتیب است که تا موقعی که دو بریکر یاد شده درحالت قطع نباشد , اجازه بستن به سکسیونر زمین سرکابل KV20 داده نمی شود .
ضمناً تازمانیکه سرکابل ورودی KV20 زمین باشد بریکرهای KV20 و KV63 فرمان وصل قبول نمی کند .
ـــ انترلاک باس شکن KV63: اینترلاک الکتریکی بین چهار بریکر 63 کیلو ولت قطع نباشند , اجازه بستن ویا باز کردن سکسیونر باس سکشن داده نمیشود .
همچنین در صورتی که هرچهار بریکر 63 کیلو ولت قطع باشد , اجازه باز و بسته شدن به سکسیونر باس شکن داده میشود .
ـــ اینترلاک سکسیونر زمین باسبار 20 کیلو ولت : در صورتی به سکسیونر زمین باسبار 20 کیلو ولت اجازه بسته شدن داده می شود که کلیه بریکرها همان باس (خروجی ها ,ورودی ها و باس کوپلر ) قطع باشند و سوکت بریکرهای انها نیز وصل باشد.
ـــ اینترلاک کلیدهای 400 ولت AC :
اینترلاک الکتریکی بین دو بریکر 400 ولت ترانسهای کمکی: بدین ترتیب که همیشه فقط یک بریکر میتواند در حالت وصل باشد.
اینترلاک مکانیکی بین دو کلید پاپیونی روی تابو توزیع SA + طوری است که فقط یک کلید حالت وصل باشد.
حفاظت:

یک سیستم حفاظتی کامل شامل :
-1 ترانسهای جریان و ولتاژ
-2 رله های حفاظتی (تصمیم گیرنده وصدور فرمان)
-3 کلید های قدرت
ـــ حفاظت های یک پست 63 کیلو ولت ASEA شامل:
1ـ حفاظت های خط 63 کیلو ولت : دیستانس بعنوان حفاظت اصلی و اورکارنت پشتیبان
2ـ حفاظت های یک 63 کیلو ولت ترانس : اورکانت و REF )حفاظت های خارجی (
3ـ حفاظت های یک 20 کیلوولت ورودی ترانس : دایر کشنال اورکانت – ارت فالت – REF و اندرولتاژ
4ـ حفاظت های داخلی ترانس قدرت : رله بوخلس – شاخص سطح روغن – شاخص حرارت روغن – شاخص حرارت سیم پیچ – دریچه تنفسی – فشار زیاد داخل تپ چنجر که ناشی از ازدیاد گازها در اثر اتصالی بوجود میایند.
5ـ حفاظت های یک 20کیلوولت خروجی: اورکانت – ارت فالت
6ـ حفاظت باس کوپلر 20 کیلوولت:اورکانت-ارت فالت – دایرکشنال
7ـ حفاظت های ترانس کمکی: شاخص حرارت روغن ورله بوخهلتز
8ـ حفاظت های بریکر400 ولت AC : جریان زیاد ـــ رلهً حرارتی
9ـ رله سوپرویژن جهت کنترل و مراقبت مدارات قطع بریکرهای 63 ورودی و ترانس وهمچنین ورودی KV20 ترانس قدرت .
رله های 63kv , 20kv REF در صورت به هم خوردن تعادل جریانی فازهای سیم پیچ واختلاف زاویهً 120 درجه بین فازها و در
نتیجه جریان دار شدن نقطه صفر سیم پیچ , عملکرد رله REF را بدنبال خواهد داشت .
عملکرد رلهً بوخهلتز:

در صورت بروز اتصال در داخل ترانس و متصاعد شدن گاز و همچنین حرکت سریع روغن , منجر به عملکرد رلهً بوخهلتز خواهد شد, که با توجه به شدت اتصال مدارات آلارم وتریپ به ترتیب بسته می شوند .
پیش از برق دارکردن باید حرارتهای سیم پیچ و روغن کنترل شود .
سیستم آلارم:

بطور کلی هدف از کاربرد سیستم آلارم و سیگنال در پستهای فشارقوی آشکارساختن خطاها ومعایب بوده و در صورتیکه بهره بردار هنگام کار و مانور دچارخطا شود سیستم آلارم بهره بردار را مطلع وکمک می کند تا سریع تر خطا و عیب مشخص و قسمت معیوب در صورت نیاز مجزا واقدامات لازم انجام گردد .
خطا یا فالت با آلارم (بوق) شروع و همزمان سیگنال چشمکزن مربوطه در پانل آلارم ظاهر می گردد .
وظیفه بهره بردار در این مواقع به این ترتیب است که , ابتدا بوق را با دکمه پوش باتون(ALARM,STOP) قطع می نماید سپس کلیه سیگنال های ظاهر شده را کامل یادداشت نموده , بعد از آن دکمه (ACCEPT)
را جهت پذیرفتن یا ثابت نمودن سیگنال فشار می دهیم .
اگر فالت گذرا باشد , که سیگنال ریست شده و در صورتیکه فالت پایدار باشد , سیگنال ثابت میگردد .
مرحلهً بعدی پیگیری وبرسی جهت برطرف نمودن خطا می باشد .
تشریح سیگنالهای پست kv63 :

-1 آ لارم وسیگنالهای نمونه ـــ یک بی خط KV63 .
-2 آلارم وسیگنالهای نمونه ـــ یک ترانسفورماتور 63/20 KV .
- 3آلارم وسیگنالهای نمونه ـــ قسمت 20 KV .
-4 آلارم وسیگنالهای نمونه ـــ یک ترانسفورماتور کمکی ویک ترانسفورماتورارتینگ .
- 5 آلارم وسیگنالهای عمومی .
مراحل مانور:

-1 مراحل بی برق نمودن یک بی خط KV63 ونحوهً زمین :
قطع بریکر خط , آرزمایش توسط سلکتور سویچ آمپرمتر , باز نمودن سکسیونرهای طرفین بریکر , آ زمایش خط توسط فازمتر , سلکتور ولتمتر خط , بستن سکسیونر زمین , نصب تابلوهای ایمنی روی تابلوی فرمان وکشیدن نوار حفاظتی در محدوده کار گروه .
2- مراحل بی برق نمودن یک خط KV 20 و نحوه زمین :
قطع بریکر خط , آرزمایش توسط سلکتور سویچ آمپرمتر, بیرون آوردن بریکر کشویی از داخل فیدر, آزمایش سر کابل خط توسط فازمتر, بستن کابل ارت به قسمت زمین فیدروتخلیه فازها با استفاده ازفازوسط , نصب تابلو ایمنی وهشدار دهنده روی فیدر وتابلوی فرمان بغل کلید مربوطه .
3ـ مراحل بی برق نمودن
یک ترانس قدرت :
ـــ جابجایی تغذیه ولتاژ V400 کمکی در صورت نیاز .
ـــ جابجایی تپ چنجرترانس ها
ـــ کنترل مقدار بار ترانس ها و امکان مانور بدون خاموشی .
ـــ قطع بریکر KV20 , قطع بریکر KV63 , خارج نمودن بریکر کشویی ورودی KV20 , بازنمودن سکسیونر KV63 ترانس یاد شده
قطع کلید پاپییونیV400 بیرونی, زمین نمودن سرکابلKV20 ازطریق اتصال زمین سرکابل ورودی,بستن کابل ارت سمتKV63ترانس قدرت و جدا نمودن قسمتهای برق دار از قسمتهای بی برق با علائم ایمنی .
4ـ مراحل بی برق نمودن باس بار KV20 جهت کارگروه :
قطع کلید بریکر و فیوز تغذیه بریکر , ثبت بار وثبت زمان قطع بریکر
مجتمع کردن اتوماسیون پستهای برق ISCS

ارسال شده در چهارشنبه 15 اسفند ماه 1386 توسط whiteapple
با تمام این مزایا ISCS در آمریکای شمالی پیشرفت چشمگیری نداشته و یکی از دلایل عمده آن این است که رابطهای سخت‌افزاری و پروتکلها برای IED ها استاندارد نشده‌اند. البته زمان زیادی برای وضع استانداردها برای IEDها صرف شده است اما علیرغم فوری بودن این مساله هنوز توسط صنایع، استاندارد مشخصی پذیرفته نشده است. برخی استانداردها در این زمینه عبارتند از (UCA2.0)، Profibus (از IEC) و (DNP 3.0).
به جای استفاده از یک سخت‌افزار جانبی و یک پروتکل برای هر IED، می‌توان از gateway استفاده کرد. gateway به عنوان یک مبدل پروتکل عمل می‌کند. با استفاده از gateway می‌توان IEDهای شرکتهای مختلف را به هم مربوط کرد. مثلاً رله‌های حفاظتی از یک شرکت، سیستم مونیتورینگ از شرکت دیگری و سیستمهای PLC از شرکت دیگری باشد.
موضوع مهمی که در مجتمع کردن IED در یک سیستم کنترل دستگاهی باید مورد توجه قرار گیرد این است که بسیاری از IEDها تنها دارای یک پورت ارتباطی هستند و موقع ارسال فرمان توسط کاربر یا عامل به IED، داده‌های دیگر برای IED قابل دسترس نیستند. این وضعیت برای حالتی که این داده‌ها برای عملیات زمان حاضر لازم باشند، یک وضعیت بحرانی است. سیستم باید بتواند این شرایط را تشخیص داده و به دیگر عاملان سیستم اعلام کند. درحال حاضر بسیاری از سازندگان IED محصولات خود را با دو پورت (ورودی – خروجی) تولید می‌کنند تا ازاین مشکل جلوگیری شود.
در ISCS نیاز به یک شبکه ارتباطی داریم و شبکه محلی (LAN) توپولوژی مناسبی است. در یک شبکه محلی سرعت مسیر ارتباطی باید بالا باشد. برای حفاظت ایستگاه، زمان انتقال باید 2تا 4 میلی‌ثانیه باشد و باید زمان انتقال بدترین حالت، محدود و قابل پیش‌بینی باشد. (دقت در حد میلی ثانیه بندرت در پروتکلهای LAN سطح بالا رعایت می‌شود). LAN باید قابلیت سنکرون کردن را داشته باشد. این یک قابلیت حیاتی برای سیستمهای امروزی است تا بتوانند حوادث گذشته را تحلیل کنند و ترتیب اتفاقات (متوالی) در یک سیستم را مشخص کنند.
رابطه انسان و ماشین شاید مهمترین قسمت در کل ISCS باشد. اطلاعات باید به صورت واضح و با یک روش مناسب، بدون هیچ خطا و ابهامی برای کاربر بیان شود. در حال حاضر PC برای این کار انتخاب شده است.
آنچه سرمایه‌گذاری برای ISCS را توجیه می‌کند این است که بتواند از نرم‌افزارهای نگهداری و بهره‌برداری به خوبی استفاده کند. نرم‌افزارهای در دسترس یا در حال توسعه تحت این عناوین طبقه‌بندی می‌شوند:
برای افزایش بازدهی نظیر کاهش VAR متعادل کردن بار فیدر و بار انتقالی
برای قابلیت اطمینان نظیر تشخیص خطا، مدیریت بار و کلید‌زنی خازنها و بار انتقالی
برای کاهش نگهداری سیستم نظیر ثبت دیجیتالی خطاها و ضبط ترتیب حوادث و وقایع
پیش‌بینی قانونمند نگهداری سیستم که این مورد هنوز یک فن‌آوری نوظهور است.
در ISCS به دلیل قابلیت اطمینان باید سیستم تغذیه مجهز به UPS باشد و وسایل و تجهیزات حیاتی از پشتیبان همزمان و موازی برخوردار باشند. (Redundancy)
سیستمهای کامپیوتری اتوماسیون پستها حداقل ازپنج سال پیش، نصب شده‌اند. برای پاسخگویی به برخی مسائل نظیر ایمنی کارکنان که باطیف وسیعی از تجهیزات برقی سروکار دارند. افزایش بازده کاری و صرفه‌جویی در سرمایه باعث شده تا بسیاری از شرکتها به سیستمهایی با رابط تصویری (CRT) برای کاربران رو بیاورند.
(Person Machine Interface) PMI برای کاربران به عنوان یک جایگاه عملیاتی است تا هم شرایط پستها را نظارت کنند و هم از طریق آن عملیات معمول یا اضطراری مربوط به کلیدها را انجام دهند.
در حقیقت PMI تنها قسمتی از یک سیستم کنترل مجتمع اتوماسیون یک پست برق است و سایر قسمتها عبارتند از:
وسایل الکترونیکی هوشمند IED، شبکه‌های ارتباطی، سایتهای کامپیوتر و سیستمهای عامل.
در این مقاله مزایا و معایب واقعی و پیشنهادی PMI بررسی و چگونگی به کارگیری ومجتمع‌ کردن تکنولوژی‌های قسمتهای مختلف و روش رفع موانع آن در یک سیستم کنترل پست برق تحلیل می‌شود.
حرکت به سمت استفاده بدون خطر از تجهیزات

به خاطر اینکه هر وسیله، مشخصات فنی خاص خود را دراد و صنعت‌برق در بسیاری از جاها با طیف وسیعی از تجهیزات برقی مربوط به سالهای مختلف روبروست و به لحاظ ایمنی کارکنان عملیاتی سیستم، به خصوص در محدوده پستها، این کارکنان تنها روی چند وسیله محدود کار می‌کنند (تا خوب به آن مسلط باشند). این مساله باعث می‌شود که قابلیت انعطاف سیستم اداری کارکنان کم شود، یعنی شرایط استخدام مشکلو هزینه آموزش و تربیت نیروی ماهر زیاد می‌شود. پیش‌بینی می‌شودکه پیشرفت شغلی آن دسته از کارکنانی که آموزشهای اضافی (و به روز) می‌بینند، محدود شده و این باعث افزایش خطرپذیری آنها در کارهای عملیاتی شود.
برخی شرکتهای برق برای انجام عملیات در محوطه پست ها، یک PMI در اختیار کارکنان قرار می دهند تا کارکنان بتوانند از طریق آن به قطع‌کننده‌ها، ترانسفورماتورها و سایر تجهیزات فرمان قطع و وصل بدند. PMI اپراتور را از حرکت در اطراف پست بی‌نیاز می‌کند و در نتیجه خطراتی که متوجه افراد است ر ا کاهش می‌دهد.
مزایای واقعی

به خاطر هزینه زیاد تجهیزات و (معمولاً) رشد کم تقاضای (مصرف) سیستم، کمتر اتفاق می‌افتد که تجهیزات دو پست کاملاً یکسان باشد. بنابراین اگرتجهزات از سازندگان مختلفی تهیه شوند که تکنولوژی، رابطها و پیکربندی وسایل آنها با یکدیگر اختلاف داشته باشد، امری عادی است. حتی برای تجهیزات یکسان، تنظیم‌های عملیاتی (مانند محدودکننده‌های بار و تنظیم‌های حفاظت) برای هر وسیله به صورت اختصاصی تنظیم می شود. در نتیجه به خاطر ایمنی کارکنان عملیاتی سیستم، به خصوص در محدوده پستها، آنها تنها روی جند وسیله محدود کار می‌کنند (تا خوب به آن مسلط باشند). PMI اپراتور را از حرکت در اطراف تجهیزات بی‌نیاز می‌کند و در نتیجه خطرات را کاهش می‌دهد این بحث در سالهای آینده یکی از مباحث مهم ایمنی و سلامت شغلی است. به خصوص در پستهای قدیمی که قطع‌کننده‌های مدار برای فرونشاندن قوس ناشی از قطع‌کننده‌ها،‌ امکانات کافی ندارند.
با بالا رفتن سرعت و صحت عمل کارکنان، شرکتها می‌توانند از کارکنان خبره در قسمتهای دیگر سیستم نیز استفاده کنند و بازده کاری افراد بالا می‌رود.
تابلوهای mimic که فن‌آوری قبلی مورد استفاده در پستها بود، دو اشکال اساسی دارند. یکی اینکه آنها از تعداد زیادی اجزای جداگانه تشکیل شده است که نیاز به نگهداری زیادی دارد. دیگر اینکه اضافه کردن یک نمایشگر یا کنترل‌کننده به سیستم خیلی پرهزینه است.
PMI این معایب را ندارد، میزان خرابی نرم‌افزار و سخت‌افزار مربوط به آن (پس از نصب و آزمایش) خیلی کم است. تنها قسمتی که احتمال بیشترین خرابی را دارد صفحه نمایش است. اما چون در مواقعی که استفاده نمی‌شود معمولاً خاموش است. در مقایسه با صفحات نمایش با کاربردهای معمول، عمر بیشتری دارد. همچنین در مقایسه با روش تابلو mimic از نظر فضا صرفه‌جویی زیادی دارد و اگر برای اتوماسیون یک پست جدید از این روش استفاده کنیم. از نظر کار ساختمانی نیز صرفه‌جویی اساسی می‌شود. با واگذاری عملیاتهایی نظیر تنظیم ولتاژ ترانسفورماتور و مدیریت بار به نرم‌افزار، کاهش بیشتری در تعداد تجهیزات امکان‌پذیر می‌شود. کمتر شدن تجهیزات نظارت و کنترل به معنی کاهش هزینه‌های نگهداری است.
اتوماسیون پستهای مبتنی بر نرم‌افزار، می‌تواند فرصت خود چک کردن و تشخیص خطای قابل ملاحظه‌ای را فراهم کند. مثلاً اشکالات ولتاژ را تشخیص دهد و به سایر اپراتورهای محلی یا دورتر اعلام کند. از دیگر امکانات PMI بیان راحت و ساده امکانات تصویری مانند طرح و صفحه تصویر رنگها، قلمها، نشانه‌های تجهیزات و متحرک‌سازی (برخی فرایندهای سیستم) است.
اپراتورهای پستهای امروزی، ممکن است فردا اپراتورهای مرکز کنترل باشند، لذا کار روزمره با PMI حداقل فایده‌ای که برای شرکت و خود او دارد، آمادگی بیشتر برای آموزشهای آینده است. اپراتورهای پستهای امروزی، ممکن است فردا اپراتورهای مرکز کنترل باشند. لذا کار روزمره با PMI حداقل فایده ای که برای شرکت و خود او دارد. آمادگی بیشتر برای آموزشهای آینده است. اپراتورهای پست های امروزی، ممکن است فردا اپراتورهای مرکز کنترل باشند. لذا کار روزمره با PMI حداقل فایده ای که برای شرکت و خود او دارد آمادگی بیشتر برای آموزشهای آینده است.
در بعضی از سیستمها، می‌توان در یک زمان اطلاعات سیستم را هم به سیستم محلی و هم به ایستگاه مرکزی ارسال کرد. در این حالت ایمنی ذاتی سیستم به خاطر اینکه دو اپراتور به اطلاعات یکسانی از سیستم دسترسی دارند بیشتر می‌شود. البته دو اپراتوری بودن سیستم همه‌جا مناسب نیست. پارامترهایی مانند مباحث کاری، ظرفیت و انعطاف‌پذیری ایستگاه اصلی و نرم‌افزار ایستگاه فرعی، پروتکل ارتباط و محدودیتهای باند فرکانسی مهمترین مباحثی هستند که در هر وضعیت و حالتی باید موردتوجه قرار گیرد.
معایب

با گسترش ایستگاههای کامپیوتری، شرکت‌ها مجبورند افرادی را که توانایی نگهداری و ایجاد سیستم (یا حداقل توانایی تغییر پیکربندی سیستم) PMI را دارند به کار گیرند. افرادی با این مهارت‌ها طبیعتاً خیلی ماندگار نیستند و این در درازمدت ممکن است به یک مشکل تبدیل شود و شرکت‌ها مجبور شوند از افراد یکدیگر به صورت نوبت کار استفاده کنند.
PMI برخی هزینه‌های کوچک به سیستم تحمیل می‌کند نظیر هزینه‌های سخت‌افزار PC، هزینه طراحی اولیه و هزینه نگهداری بعدی از سیستم PMI، اما این هزینه‌ها با مزایای آن جبران می‌شود. ضمن اینکه افزایش سرعت عملیاتی، ایمنی و قابلیت اطمینان که به خاطر استفاده از PMI حاصل می‌شود، ممکن است فواید پنهان دیگری نیز در برداشته باشد، مانند: کاهش اضطراب کارکنان عملیاتی و افزایش رضایت مشتری.

 

 

مجتمع کردن اتوماسیون پست های برق

 

کنترل از راه دور ایستگاه ها و تجهیزات آن

کنترل از راه دور ایستگاهها از دهه 1960 شروع شد و در حدود دهه 70، جایگزینی وسایل الکترومکانیکی با ابزارهای نیمه‌هادی در مرحله ابتدایی و مقدماتی بود.
یک طرح اتوماسیون پست، قبل از دهه 90 به طور معمول شامل سه ناحیه عملیاتی اصلی بود: کنترل نظارتی و جمع‌آوری داده‌ها (Scada) کنترل پست شامل اندازه‌گیری و نمایش، حفاظت، نمایی از این سیستم در جدول 1 دیده می‌شود. تجهیزات اتوماسیون مورد استفاده در هر یک از نواحی به طور عمده شامل وسایل الکترومکانیکی نظیر وسایل اندازه‌گیری، رله‌ها و وسایل حفاظت، زمان‌سنج‌ها، شمارنده‌ها و وسایل نمایش آنالوگ و دیجیتال بود. سیستم‌های آنالوگ و دیجیتال اطلاعات دراین سیستم‌ها را در محل وسایل و یا روی پانلهای مدل سیستم نمایش می‌دهند. همچنین دراین پانلها سوئیچهای الکترومکانیکی قرار داشت که اپراتورهای پست برای کنترل وسایل اولیه داخلی پست استفاده می‌کردند. معمولاً برای نمایش تجهیزات مربوط به هر یک از سه ناحیه عملیات اصلی قسمتی از پانل کنترل اختصاص داده شده بود.
با ظهور ریزپردازنده‌ها دردهه 70، شرایط عوض شد. سازندگان تجهیزات پست‌ها جایگزینی وسایل الکترومکانیکی ساخت خود را با وسایل نیمه‌هادی شروع کردند. این وسایل مبتنی بر ریزپردازنده‌ که بعداً در صنعت به وسایل الکترونیکی هوشمند (IED) معروف شدند، مزایای چندی نسبت به وسایل قدیمی داشتند. آنها قابلیتهای اضافی نظیر تشخیص خطا،‌خود چک کردن توانایی ذخیره داده‌ ها و ثبت وقایع، رابطهای مخابراتی و واحد ورودی خروجی مجتمع با قابلیت کنترل از راه دور داشتند. همچنین به خاطر اینکه چندین قابلیت را می‌توان در یک IED فشرده ساخت،‌می‌توان وسایل جانبی را حذف کرد. برای مثال، وقتی IED به یک ترانسفورماتور ولتاژ و جریان در مدار وصل است. این وسیله می‌تواند همزمان وظیفه حفاظت، اندازه‌گیری و کنترل از راه دور را به عهده بگیرد. از امتیازات جالب توجه IED قابلیت اطمینان، راحتی نگهداری و سرعت مشکل‌دهی و پیکربندی سیستم است.
دهه 70 و اوایل دهه 80 که این وسایل عرضه شدند به خاطر شک و تردید در موردقابلیت اطمینان آنها و همچنین هزینه زیاد، از آنها استقبال نشد. اما با کمتر شدن قیمت و پیشرفت در قابلیت اطمینان و اضافه شدن قابلیتها، آنها پذیرش بیشتری پیدا کردند.
در همین حال، شرکتهای برق جایگزین کردن PLC را به جای رله‌های الکترومکانیکی (که درمنطقه رله‌ای و منطق کنترل حفاظت در تابلوهای تجاری و معمول کنترل پستها به کار می‌رفتند) شروع کردند. البته فروشندگان تجهیزات هنوز این روند را متوقف نکرده‌اند.آنها همچنین زیر سیستم رابط گرافیکی کاربر را گسترش دادند. به طوری که اکنون روی یک سکوی کامپیوتری ارزان قیمت متکی به PC قابل اجراست. این سکوهای گرافیکی برای برقراری یک رابط انسان ماشینی (PMI) پیشرفته‌تر (نسبت به اندازه‌گیری‌های قدیمی آنالوگ و صفحات نمایش دیجیتال) از واحدهای کنترل از راه دور و PLC استفاده کردند. هر چه توابع و فعالیتهای اتوماسیون پستها در یک دستگاه تنها فشرده‌تر می شد، مفهوم یک IED گسترش می‌یافت. این کلمه هم‌اکنون در مورد یک وسیله مبتنی بر ریزپردازنده‌ با یک درگاه ارتباطی (مخابراتی) که همچنین شامل رله‌های حفاظت، اندازه‌گیریها، واحدهای خروجی، PLCها، ثبت‌کننده‌ ها دیجیتالی خطا و ثبت‌کننده ترتیب وقایع نیز می‌شود، به کار می‌رود.
گفته‌های گروه‌کاری

IED اولین سطح فشرده‌سازی اتوماسیون است. اما حتی با استفاده گسترده از آن نیز تنها جزیره‌هایی از اتوماسیون در بین پستهای مختلف پراکنده می‌شوند. صرفه‌جویی بیشتر موقعی حاصل می شود که تمام IEDها در یک سیستم کنترل ایستگاههای متمرکز (ISCS) قرار گیرند. تحقق سیستمهای کنترل کاملاً مجتمع، هزینه‌های سیم‌کشی، تعمیر و نگهداری، مخابراتی و عملیاتی را کاهش و کیفیت برق و قابلیت اطمینان سیستم را افزایش می‌دهد.
اگر چه این مزایا ارزشمند است اما مجتمع کردن سیستم اتوماسیون ایستگاهها (مثلاً در آمریکای شمالی) پیشرفت کمی داشته است و دلیل عمده آن این است رابطهای سخت‌افزاری و پروتکلها برای IED استاندارد نیستند. تعداد پروتکل‌ها برابر تعداد سازندگان وسایل و یا بلکه بیشتر، به خاطر اینکه تولیدات یک کارخانه نیز اغلب پروتکلهای مختلفی دارند.
یک راه‌حل برای این مشکل نصب و برقراری یک gateway است که به عنوان یک سخت‌افزار ورابط پروتکل بین IED و یک شبکه عمل می‌کند. gateway به شرکت برق اجازه می‌دهد تا با اجزای یک شبکه و پروتکل ارتباطی مشترک، وسایل مختلف را با هم روی یک ایستگاه مجتمع کند. gateway به یک رابط فیزیکی بین IED و استانداردهای الکتریکی شبکه و همچنین به یک مبدل پروتکل بین آنها است.
Gateway باعث می‌شود تمام IEDها ازدیدگاه شبکه مورد استفاده در پست، از نظر ارتباطی یکسان به نظر برسند. از آنجا که برای هر IED یک نرم‌افزار نوشته شده این وضعیت نرم‌افزار نیز کار را پیچیده‌تر و مشکل‌تر کرده است. برای مثال ممکن است یک شرکت بخواهد تعدادی رله حفاظت از نوع DEL، رله‌های حفاظت فیدر از نوع ABB، مونیتورهای با کیفیت بالای GE Multilim اندازه‌گیریهای PML و یک PLC نوع Modicon را در سیستم کنترلی ایستگاهی خود مجتمع کند. رله‌های SEL برای ارتباط از یک فرمت ASCLL که توسط SEL پشتیبانی می‌شود استفاده می‌کند. رله‌های ABB و GE پروتکل ENP3.00 را مورد استفاده قرار می‌دهند و اندازه گیری های PML نیز از همین پروتکل استفاده می کنند. در حالی که PLC برای ارتباط از پروکتل Modbus که Modicon تهیه کرده است،استفاده می کند. برای داشتن تمام این IED ها و پروتکلهای نامتجانس آنها روی یک سکوی کامپیوتری،استفاده از درگاه بهترین راه حل است.
درگاه نه تنها به عنوان یک رابطه بین لایه فیزیکی شبکه محلی و درگاههای RS232/RS485 که روی IED ها هستند عمل می کند بلکه به عنوان یک مبدل پروکتل،پروکتلهای خاص هر IED را (مانند SEL DNP3.0 یا Modbus) به پروکتل استاندارد مورد استفاده شبکه محلی نصب شده ترجمه
می کنند.
درگاهها

دو روش در استفاده از درگاه برای ارتباط دادن وسایل با شبکه ایستگاهی مورد توجه است. در یک روش برای وسیله هوشمند یک درگاه ارزان قیمت تک ارتباطی استفاده می شود و در روش دوم از یک درگاه که دارای چندین گذرگاه است برای ارتباط با چندین IED استفاده می شود. اینکه کدام روش اقتصادی تر است به محل استقرار IED ها بستگی دارد. اگر آنها در یک محل مرکزی جمع شده باشند روش استفاده از چند درگاه مطمئناً مناسبتر است.
یک مشکل دیگر که هنگام مجتمع کردن IEDها باید مورد توجه قرار گیرد پیکربندی تجهیزات است. تعداد زیادی از IEDها تنها یک درگاه ارتباطی دارند که دو منظور را پشتیبانی می‌کند. یکی دریافت داده‌های گذشته و داده‌های زمان حاضر سیستم و دیگری خواندن و چندین کانال به صورت ترتیبی کار کند. اگر IDEها در تمام ایستگاه پخش شده باشند، هزینه کابل‌کشی ممکن است خیلی سنگین شود. همبند شدن قسمتهای منطقی و هماهنگ عمل کردن، به یک کابل‌کشی مخرب نیاز دارد. چرا که معمولاً ورودیها به صورت سخت‌افزاری به محلهای مناسب وسیله متصل می‌شوند. این ارتباط می‌تواند به صورت یک شبکه محلی (LAN) به عنوان یک نوع مسیر ارتباطی خوب برقرار شود.
سرعت مسیر ارتباطی برای انتقال اطلاعات حفاظت پست باید بالا باشد (با زمان انتقال 2-4 میلی‌ثانیه و این مقدار اجباری است) یعنی بدترین محدودیت قابل پیش‌بینی زمان انتقال منظور شود
برای جایگزینی و تعویض کابل‌کشی شبکه باید قابلیتهای اضافه‌تری در مواجهه با تغییرات محیطی (فیزیکی و الکتریکی) و تاخیر در پردازش و فراخوانی داده و قابلیت سنکرون شدن داشته باشد. سنکرون شدن در شبکه‌های کنترل ایستگاهی، برای تحلیل وقایع گذشته و تعیین ترتیب وقایع در یک سیستم حادثه دیده حیاتی است. اما دقت در حد میلی‌ثانیه که مناسب این نوع کارها باشد، به ندرت در پروتکلهای شبکه‌های سطح بالا پیش‌بینی شده است. اگر چه به نظر می رسد به خاطر این مشکلات استفاده از LAN روش خوبی نیست، اما به کمک ماهواره می‌توان به وسایل مورد نیاز، سیگنال سنکرون کننده (زمان یکسان) ارسال کرد و مشکل سنکرون نبودن سیستم را برطرف کرد.
در سیستمهای آینده مبتنی بر استانداردهای باز LAN دسترسی به قسمت سوم تجهیزات و مجموعه‌های مهارتی آسانتر است. استفاده گسترده‌تر و معمولتر از استاندارد باعث می شود تا قسمت سوم تجهیزات به سازگار بودن محصولاتشان با محصولات یکدیگر مطمئن شوند و به عنوان آخرین مزیت، این برای سرمایه‌گذاران اشتغال خوبی است که به سادگی تجهیزات خود را با یکی از تجهیزات بزرگ موجود و پایه‌سازگار کنند.
جدا از بحث مربوط به نیازهای یک شبکه، در حال حاضر دو شبکه استاندارد وجود دارد. حداقل آنها در بین شرکت‌ها و سازندگان آمریکا و اروپا بیشتر از همه مورد توجه هستند. این دو عبارت‌اند از: اترنت و پروفیبوس. هیچکدام از آنها تمام نیازهای پیش‌گفته را برآورده نمی‌کنند، اما هر دو راه‌حلهای تجاری خوبی هستند.
مزیت بزرگ، اترنت این است که سخت‌افزار و امکانات آن را سازندگان زیادی عرضه می‌کنند، از کاربردهای چند لایه پشتیبانی می‌کند،‌کیفیت مناسب دارد پشتیبانی پروتکل شبکه مطابق با استانداردهای صنعتی و کمیت ناچیز وسایل آزمایش است. اما مهمترین نقص آن برای استفاده در پست، طبیعت احتمالی و غیرقطعی است که در نسخه استاندارد استفاده شده است (البته روشهایی برای رفع این مشکل ابداع شده است)
از شبکه پروفیبوس برای فرآیندهای صنعتی در اروپا خیلی وسیع استفاده می‌شود و قطعی و غیر احتمالی گزارش شده است. اما پروتکل‌های شبکه و لایه‌های کاربردی تنها به استانداردهای تعریف شده پروفیبوس محدود می‌شود و تجهیزات و سخت‌افزار اضافی آزمایش خیلی بیشتر از آنهایی است که برای اترنت در دسترس است.
به فرض اینکه تمام مشکلات و مباحث مربوط به سخت‌افزار IED، تکنولوژیهای LAN و پروتکل IED و LAN حل شده باشد، سوال بعدی این است که تمام این اطلاعات مجتمع را به چه روش اقتصادی و مناسبی برای اپراتور پست نمایش دهیم.
رابطهای غیرمبهم مناسب کاربر

رابطه انسان – ماشین (PMI) شاید مهمترین قسمت در کل ISCS باشد. از طریق این رابط است که اپراتور پست باید کل پست را نظارت و کنترل کند. داده‌ها باید برای اپراتور با دقت و آشکار بیان شود. امکان خطا و یا ابهام نباید وجود داشته باشد. چرا که عملیات اپراتور روی تجهیزات سیستم مهم و حساس است، همان طور که ایمنی افراد اهمیت دارد.
تکنولوژی انتخاب شده دراینجا PC است. PC یک مرکز کامپیوتری قوی برای کاربردها فراهم می‌کند. نرم‌افزارهای گرافیکی برای ارتباط با کاربر PC را قادر می‌کند که به صورت یک وسیله پیشرفته نظارت و کنترل برای اپراتورهای پست باقی بماند. کارت‌های شبکه زیادی برای ارتباط PC با شبکه LAN در دسترس است. همچنین محدوده انتخاب کامپیوترهای قوی گسترده است. Pentium Pro, Pentium( و ...)
در یک دستگاه کامپیوتری، نرم‌افزارهای کنترل نظارتی و ثبت اطلاعات،‌داده‌ های سیستم را از طریق اطلاعات،‌داده‌های سیستم را از طریق IEDهای واصل به شبکه جمع‌آوری و در یک پایگاه داده مرکزی ذخیره می‌کند. سپس داده‌ها به راحتی توسط نرم‌افزارهای کاربردی و رابطهای گرافیکی در دسترس کاربر هستند. عملیات SCADA می‌تواند هر دستور کنترلی اجرا شده به وسیله اپراتور را به IED مورد نظر بفرستد. در حال حاضر بسیاری از نرم‌افزارهای گرافیکی به اپراتورها کمک می‌کنند تا کار نظارت و کنترل پستها را با راندمان بالایی انجام دهند. وضوح تصویر خوب و قابلیت کامل گرافیکی بسیاری از نرم‌افزارها به اپراتورها امکان می‌دهد تا اطلاعات را به صورت‌های مختلف ببیند (به صورت جدولی، شماتیکی و یا هر نوع روش مناسب دیگر). حتی برخی بسته‌های نرم‌افزاری قوی توانایی این را دارند که بسیاری از فرآیندهای داخل یک پست را با متحرک&z

/ 0 نظر / 12 بازدید