آموزش و پژوهش علوم صنعت برق

عبارت S.C.A.D.A از کلمات Supervisory Control And Data Acquisition System گرفته شده است و به معنی سیستم کنترل نظارتی و اخذ اطلاعات می‌باشد. در این سیستم اطلاعات مورد نیاز برای کنترل و نظارت بر سیستم (مانند یک شبکه قدرت) از راه دور اخذ شده و درمرکز کنترل در دسترس دیسپاچر قرار می‌گیرد.

مفاهیم سیستم:
یک سیستم اسکادا شامل سیگنال های ورودی/خروجی،کنترلگرها،HMI، شبکه ها، ارتباطات، پایگاه های داده و نرم افزار می باشد.کلمه اسکادا معمولا نشان دهنده یک سیستم مرکزی است که نظارت و کنترل یک سایت کامل و یا یک سیستم توزیع شده در فواصل زیاد(کیلومتر- مایل) را برعهده دارد. عمده عملیات کنترل سایت عملا به صورت اتوماتیک توسط (Remote Terminal Unit) RTU ویا به وسیله PLC انجام می شود. به عنوان مثال یک PLC می تواند جریان آب خنک کننده قسمتی از یک پروسه صنعتی را کنترل کند؛ در حالی که سیستم اسکادا می تواند به کاربر اجازه دهد که تنظیمات کنترلی جریان را تغییر دهد و می تواند اجازه نمایش و یا ثبت هر اعلان خطری(آلارم) نظیر کاهش جریان یا افزایش دما را صادر نماید. بازخورد (فیدبک) حلقه کنترلی درون PLC یا RTU بسته شده است و سیستم اسکادا بر بازده کلی این حلقه نظارت دارد.
جمع آوری اطلاعات از سطح RTU یا PLC شروع می شود واین مرحله، خواندن مقادیر و حالات دستگاه های جانبی متصل به اسکادا را شامل می شود.سپس داده ها کامپایل شده و به فرمت قابل استفاده برای کاربراتاق کنترل که از Human Machine Interface) HMI) استفاده می کند؛ در می آید. اتاق کنترل تصمیم های لازم را که گاه ممکن است باطل کننده فرمانهای عملیاتی موجود در RTU یا PLC باشد را بر اساس این داده ها صادر می نماید. این داده ها همچنین می توانند برای یک سیستم ثبت اطلاعات ذخیره شوند که معمولا این سیستم یک سیستم مدیریت پایگاه داده است که از امکان ایجاد نمودار و سایر روشهای تحلیل اطلاعات برخوردار است.
سیستم های اسکادا عموما یک پایگاه داده توزیع شده را پیاده سازی می کنند که معمولا به آن با نام پایگاه تگ ها اشاره می شود. این پایگاه داده شامل عناصر اطلاعاتی است که تگ یا نقطه نامیده می شوند. یک نقطه نشان دهنده یک مقدار ورودی یا خروجی نظارت شده یا کنترل شده به وسیله سیستم است. نقاط می توانند نرم یا سخت باشند. یک نقطه سخت نشان دهنده یک ورودی یا خروجی عملی متسل به سیستم است در حالی که یک نقطه نرم نشان دهنده نتیجه منطقی وعملیات محاسباتی بر روی دیگر نقاط نرم یا سخت است. مقادیر نقاط معمولا به صورت مقدار- برچسب زمانی ذخیره می شوند

( مقدار و برچسب زمانی هنگامی که نقطه ضبط یا محاسبه می شود). یک رشته از ترکیب مقدار-برچسب زمان تاریخچه نقطه مورد نظر می باشد. مرسوم است که علاوه بر اینها اطلاعات دیگری نیز ذخیره گردد نظیر مقادیر ثبات های PLC ، توضیحات و اطلاعات اخطاری.
می توان یک DCS یا سیستم SCADA را بطور کلی از یک تولید کننده نظیر ABB خرید ویا اینکه قطعات سخت افزاری و بسته های نرم افزاری را از تولید کننده های مختلف خرید و سرهم نمود.

مزایای سیستم اسکادا

۱-افزایش دقت در انجام مانور‌ها و تصمیم‌گیری به هنگام وقوع حوادث و اجرای عملیات؛
۲ ـ. افزایش سرعت انجام مانور‌ها و عملیات شبکه و کاهش زمان خاموشی؛
۳ ـ. نیاز کمتر به نیروی انسانی و کاهش خطای نیروی انسانی؛
۴ ـ. دسترسی به اطلاعات پست‌ها و شبکه بطور همزمان و دقیق و امکان ارائه آمار و گزارش‌های مورد نیاز؛
۵ ـ. کاهش هزینه‌های بهره‌برداری

نقاط آنالوگ (Analoge)

در سیستم‌های اسکادا به هر یک از مقادیری که اندازه‌گیری می‌شوند مانند مگاوات، مگاوار، کیلو ولت، شدت جریان یا آمپر یک خط و ... یک نقطه آنالوگ گفته می‌شود مانند شدت جریان یک فیدر KV۲۰، این مقادیر در یک محدوده خاص، هر مقداری می‌توانند داشته باشند و به صورت پیوسته هستند.

نقاط Status

به هر یک از وضعیت‌های موجود در پست، یک نقطه Status گویند مانند وضعیت یک سکسیونر که می‌تواند باز یا بسته باشد یا وضعیت یک رله که می‌تواند در حالت Normal یا Alarm باشد.

بخش‌های یک سیستم اسکادا

سیستم‌های اسکادا معمولاً دارای ۳ بخش کلی هستند:

۱ ـ. تجهیزات اندازه‌گیری از راه دور در داخل پست که به تله متری معروف هستند شامل R.T.U و مارشالینگ راک و نیز ترانس دیوسر‌ها و رله‌ها.
۲ ـ. تجهیزات و محیط مخابراتی برای انتقال اطلاعات و داده‌ها بین پست و مرکز دیسپاچینگ.
۳ ـ. تجهیزات مرکز دیسپاچینگ شامل سخت‌افزار‌ها و نرم‌افزارها.

تعریف ـ. R.T.U

R.T.U مخفف کلمات Remote Terminal Unit است و به پایانه‌های دور دست یا تابلو‌هایی گفته می‌شود که اطلاعات پست را از طریق کانال‌های مخابراتی به مرکز دیسپاچینگ انتقال داده و فرامین کنترلی را از مرکز دیسپاچینگ دریافت کرده و به تجهیزات پست از قبیل: بریکر‌ها و Tap Changer اعمال می‌کند.

نقاط کنترلی مورد نیاز در سیستم اسکادا

نقاط کنترلی مورد نیاز عبارتند از: کلید‌های فشار قوی و متوسط (KV۶۳ و KV۲۰)، کلید‌های دو طرف ترانسفورماتور، فیدر‌های KV۲۰ خروجی پست، کلید کوپلاژ، فیدر خازن، Tap Changer، وضعیت‌های ترانسفورماتور شامل Raise/Lower، Auto/Manual، Master/Slave، Parallel/Independent و در بعضی از سیستم‌ها رله Lock out و ریست کردن این رله.

وضعیت‌های مورد نیاز در سیستم اسکادا

وضعیت‌های مورد نیاز عبارتند از: وضعیت کلیه بریکرها، سکسیونرها، فیدر‌های خازن، تپ چنجر ترانسفورماتور، In/out کلید‌های کشویی، وضعیت کلید Local/remote و نیز وضعیت آلارم‌ها و رله‌ها.

مقادیر مورد نیاز در سیستم اسکادا

مقادیر مورد نیاز عبارتند از: مگاوات، مگاوار خطوط KV۶۳، ولتاژ خطوط KV۶۳، مگاوات و مگاوار ترانسفورماتورها، ولتاژ ترانسفورماتورها، ولتاژ باسبار‌های ۶۳ و ۲۰ کیلو ولت، جریان فیدرها، مقدار تپ ترانسفورماتورها،

مودم (Modem)

عبارت Modem از کلمات Modulator و Demodulator اخذ شده است. در ارسال اطلاعات پست‌ها به مرکز دیسپاچینگ از طریق خطوط مخابراتی اطلاعات به صورت دیجیتال از R.T.U به مودم داده شده و از طریق کانال مخابراتی ارسال می‌شود همچنین فرامین دریافتی از مرکز به مودم وارد شده و به R.T.U انتقال داده می‌شود.

مفهوم Redundancy در سیستم‌های اسکادا

در سیستم‌های اسکادا برای افزایش قابلیت اطمینان سیستم در بخش‌های مهم سیستم ازدو سیستم مشابه از نظر سخت‌افزاری و نرم‌افزاری استفاده می‌شود تا در صورت بروز اشکال برای یکی از سیستم‌ها، سیستم دیگر در مدار آمده و با انجام کار وقفه‌ای در عملکرد سیستم بوجود نیاید سیستمی را که در حال کار است On Line و سیستم دیگر که به صورت آماده می‌باشد را Stand by یا Available گویند.

نیروگاه DG

قبل از پرداختن به موضوع جمع آوری دیتای اسکادا در نیروگاه DG تولید پراکنده و ارسال آن به مراکز کنترل دیسپاچینگ بهتر است نگاهی کوتاه به علت پیدایش این واحدهای تولیدی برق داشته باشیم.

هم اکنون اکثر کشورها انرژی مورد نیاز خود را از نیروگاههای متمرکز با سوختهای مختلف فسیلی تامین میکنند ، از انرژی آب بهره گرفته یا با احداث نیروگاه هسته ای توربینهای خود را به حرکت درمی‌آورند ،ولی گسترش شهرها و شهرک‌های صنعتی و پیشرفت روزافزون لوازم برقی و تکنولوژی های جدید نیاز به انرژی برق را بیش از پیش افزایش داده است و دیگر زندگی بدون آن امکان پذیر نمی‌باشد بنابراین با درخواست این کالای با ارزش در دور افتاده‌ترین نقاط کشور هزینه های انتقال افزایش پیدا کرده و تولید انرژی الکتریکی به صورت متمرکز اقتصادی نمیباشد.

تولید انرژی به صورت متمرکز و مقیاس بزرگ باعث کاهش هزینه‌های تولید میشود ولی رشد ۷ درصدی مصرف برق در سال و ایجاد مشکلات زیست محیطی و گسترش شهرها در حریم خطوط قدرت و افزایش هزینه های انتقال و توزیع، باعث تجدید ساختار در این صنعت شده است. از طرفی نیاز به شهرهای مدرن با بسترهای مخابراتی قوی، زیرساختهای مناسب، خصوصی سازی در جهت افزایش بازده، تامین انرژی الکتریکی مصارف حساس و کلیدی هنگام بروز بحران در راستای اجرای اصول پدافند غیرعامل، باعث تدوین مقرراتی در خصوص ایجاد نیروگاه های تولید پراکنده و تشویق به سرمایه گذاری در آنها گردید.

تولید انرژی در محل مصرف که به طور مستقیم به شبکه توزیع متصل میشود و نیاز به انتقال ندارد، باعث ایجاد نیروگاههای کوچک تا ۲۵ مگاواتکه به نام های تولید پراکنده، تولید نامتمرکز، نیروگاه DG یا انرژی پراکنده یا به اختصار ( DG ( Distributed Generation شناخته میشوند، گردید. از قابلیت‌های این نیروگاه ها تولید همزمان حرارت با برق است Combined Heat Power ) CHP ) که میتواند کاربردهای مسکونی و صنعتی زیادی در محل داشته باشد و باعث افزایش راندمان بهره‌برداری شود.

اسکادا در نیروگاه DG تولید پراکنده

با توجه به دستورالعمل های موجود، تمام نیروگاههای تولید پراکنده DG موظف به نصب تجهیزات مخابراتی استاندارد در محل نیروگاه به منظور انتقال اطلاعات حیاتی و دیتای اسکادا مورد نیاز به مراکز دیسپاچینگ میباشند.

این مراکز میبایست دیتای خود را به مراکز دیسپاچینگ محلی RDC یا مراکز دیسپاچینگ منطقه‌ای AOC متصل کنند. در نتیجه قبل از ساخت نیروگاه باید طرح اتصال به مرکز دیسپاچیگ تهیه و به تایید برسد. پس از آن در مرحله نخست با توجه به بسترهای مخابراتی متصل به مرکز دیسپاچینگ میبایست بهترین تجهیزات تهیه، و توسط کارشناسان مجرب نصب و تست شود و صحت اتصال آن به تایید مرکز دیسپاچینگ مورد نظر برسد. در مرحله دوم پس از شناسایی پیمانکار مناسب و بازدید تیم کارشناسی از محل نیروگاه DG و بررسی اسناد تجهیزات حفاظتی و نقشه های اسکادای موجود و با در نظر گرفتن بستر مخابراتی طرح نهایی آماده میشود.

همانطور که در تصویر مشخص است جمع آوری دیتا در نیروگاه DG به دو روش یا ترکیبی از هر دو امکان پذیر است در روش اول میتوان از امکانات موجود در رله‌های حفاظتی یا Power meter ها وضعیتها و مقادیر موجود را از طریق پروتکل مدباس MODBUS یا پروتکل های استاندارد دیگر مثل IEC 104 جمع آوری کرده و از طریق یک مبدل پروتکل Porotocol Converter به پروتکل مورد نیاز مرکز دیسپاچینگ تبدیل و از طریق بسترهای مخابراتی موجود مثل فیبر نوری رادیو یا مبدلهای سریال ارسال کنیم.

در روش دوم با فرض موجود نبودن سیگنالهای مورد نیاز در نیروگاه DG میبایست پس از طراحی تابلوهای اینترفیس و جمع‌آوری سیگنالهای مورد نیاز از تابلوهای حفاظت نیروگاه یک دستگاه RTU با تعداد مناسب کارت I/O تهیه و کلیه سیگنالهای جمع‌اوری شده پس از اتصال به کارتهای I/O از طریق پورت‌های مخابراتی RTU و با پروتکل استاندارد به مرکز دیسپاچینگ ارسال میشوند.

گاهی اوقات با ترکیب روش اول و دوم میتوان کل دیتای مورد نظر مرکز دیسپاچینگ را جمع‌آوری و ارسال کرد.

معمولا تهیه و استخراج دیتای اسکادا در نیروگاه DG تولید پراکنده کاری سخت و زمان بر میباشد زیرا این تجهیزات به صورت دست دوم وارد شده و بدون نقشه و تخصص کافی راه‌اندازی میشوند بنابراین بهتر است قبل از شروع به کار از طریق مشاوره با شرکتهای دارای صلاحیت-شرکت آســا هوشــمند تـابـان- از اتلاف زمان و هزینه زیاد جلوگیری کرد.

مدل ۷ لایه OSI

 پروتکل چیست؟

پروتکل‌های اسکادا عبارت هستند از مجموعه استانداردی از قوانین و توافق‌ها که تعیین می کنند چگونه دستگاه‌ها درون یک شبکه با هم ارتباط برقرار کنند. قالب انتقال داده ها، مکانیزم چک کردن خطا که هنگام نقل و انتقال در داده‌ها پیش می آید، مکانیزم تصحیح خطا، روش فشرده سازی داده‌ها، همگی، از سوی قوانین استاندارد پروتکل تعیین می شوند.

معرفی مدل ۷ لایه OSI

بر اساس مدل OSI پروتکل‌های اسکادا از ۷ لایه مطابق شکل تشکیل شده است.

• لایه فیزیکی :

 وظیفه اصلی در لایه فیزیکی ، انتقال بیتها بصورت سیگنال الکتریکی و ارسال آن بر روی کانال می باشد . واحد اطلاعات در این لایه بیت است و بنابراین این لایه هیچ اطلاعی از محتوای پیام ندارد و تنها بیتهای ۰ و ۱ را ارسال یا دریافت می کند . پارامترهایی که باید در این لایه مورد نظر باشند عبارتند از :

1. ظرفیت کانال فیزیکی و نرخ ارسال ( Channel Capacity and Bit Rate )
2. نوع مدولاسیون
3. چگونگی کوپلاژ با خط انتقال
4. مسائل مکانیکی و الکتریکی مانند نوع کابل ، باند فرکانس و نوع رابط ( کانکتور ) کابل .

در این لایه که تماماً سخت افزاری است ، مسائل مخابراتی در مبادله بیتها ، تجزیه و تحلیل شده و طراحی های لازم انجام می شود . طراح شبکه می تواند برای طراحی این لایه ، از استانداردهای شناخته شده انتقال همانند RS-232 و RS-422 و RS-485 و … که سخت افزار آنها موجود است ، استفاده کند  . این لایه هیچ وظیفه ای در مورد تشخیص و ترمیم خطا ندارد .

• لایه پیوند داده ها :

وظیفه این لایه در پروتکل‌های اسکادا آن است که با استفاده از مکانیزمهای کشف و کنترل خطا ، داده ها را روی یک کانال انتقال مطمئن به مقصد برساند . در حقیقت می توان وظیفه این لایه را بیمه اطلاعات در مقابل خطاهای احتمالی دانست ؛ زیرا ماهیت خطا به گونه ای است که قابل رفع نیست ولی می توان تدابیری اتخاذ کرد که فرستنده از رسیدن یا نرسیدن صحیح اطلاعات به مقصد مطلع شده و در صورت بروز خطا مجدداً اقدام به ارسال اطلاعات کند؛ با چنین مکانیزمی یک کانال دارای خطا ، به یک خط مطمئن و بدون خطا تبدیل خواهد شد.

یکی دیگر از وظائف لایه پیوند داده ها در پروتکل‌های اسکادا آن است که اطلاعات ارسالی از لایه بالاتر را به واحدهای استاندارد و کوچکتری شکسته و ابتدا و انتهای آن را از طریق نشانه های خاصی که Delimiter نامیده می شود ، مشخص نماید . این قالب استاندارد که ابتدا و انتهای آن دقیقاً مشخص شده ، فریم نامیده می شود ؛ یعنی واحد اطلاعات در لایه دوم فریم است .

کشف خطا که از وظایف این لایه می باشد می تواند از طریق اضافه کردن بیتهای کنترل خطا مثل بیتهای Parity  Check  و CRC و Checksum انجام شود .یکی دیگر از وظایف لایه دوم کنترل جریان یا به عبارت دیگر تنظیم تعداد ارسال فریم ها می باشد به گونه ای که یک دستگاه کند هیچ گونه فریمی را به خاطر آهسته بودن از دست ندهد .

یکی دیگر از وظایف این لایه آن است که وصول داده ها یا عدم رسیدن داده ها را به فرستنده اعلام کند .در بسیاری از شبکه ها از کانال مشترکی استفاده می کنند و ارسال همزمان دو ایستگاه منجر به تصادم ( اختلاط سیگنال انتقال ) و خرابی داده ها خواهد شد.

یکی دیگر از وظایف این لایه آن است که قراردادهایی را برای جلوگیری از تصادم سیگنال ایستگاههایی که از کانال اشتراکی استفاده می کنند ، وضع کند ، چراکه فرمان ارسال داده بر روی کانال مشترک از لایه دوم صادر می شود. این قرارداداها در زیر لایه ای به نام ( Medium Access Sublayer )   MAS  تعریف شده است. وقتی یک واحد اطلاعاتی تحویل یک ماشین متصل به کانال فیزیکی در شبکه شد ، وظیفه این لایه پایان می یابد . از دیدگاه این لایه ، ماشین‌هایی که به کانال فیزیکی متصل نمی باشند ، در دسترس نیستند . کنترل سخت افزار لایه فیزیکی به عهده این لایه است. البته نباید فراموش کرد که وظایف این لایه نیز با استفاده از سخت افزارهای دیجیتال انجام می شود .

• لایه شبکه :

در این لایه اطلاعات به صورت بسته هایی سازماندهی می شود و برای انتقال مطمئن تحویل لایه دوم می شود . با توجه به آنکه ممکن است بین دو ماشین در شبکه مسیرهای گوناگونی وجود داشته باشد ، لذا این لایه وظیفه دارد هر بسته اطلاعاتی را پس از دریافت به مسیری هدایت کند تا آن بسته بتواند به مقصد برسد . در این لایه باید تدابیری اندیشیده شود تا از ازدحام ( یعنی ترافیک بیش از اندازه بسته ها در یک مسیریاب یا مرکز سوئیچ ) جلوگیری شده و از ایجاد بن بست ممانعت بعمل بیاورد .

هر مسیر یاب می تواند به صورت ایستا و غیر هوشمند بسته ها را مسیریابی کند . همچنین می تواند به صورت پویا و هوشمند برای بسته ها مسیر انتخاب نماید . در این لایه تمام ماشینهای شبکه دارای یک آدرس جهانی و منحصر به فرد خواهند بود که هر ماشین بر اساس این آدرسها اقدام به هدایت بسته ها به سمت مقصد خواهد کرد .

این لایه ذاتاً بدون اتصال است یعنی پس از تولید یک بسته اطلاعاتی در مبدا ، بدون هیچ تضمینی در رسیدن آن بسته به مقصد ، بسته شروع به طی مسیر در شبکه می کند . وظایف این لایه به سیستم نامه رسانی تشبیه شده است ؛ یک پاکت محتوی نامه پس از آنکه مشخصات لازم بر روی آن درج شد ، به صندوق پست انداخته می شود ، بدون آنکه بتوان زمان دقیق رسیدن نامه و وجود گیرنده نامه را در مقصد ، از قبل حدس زد . در ضمن ممکن است نامه به هر دلیلی گم شود یا به اشتباه در راهی بیفتد که مدتها در مسیر بماند و زمانی به گیرنده آن برسد که هیچ ارزشی نداشته باشد .

 در این لایه تضمینی وجود ندارد وقتی بسته ای برای یک ماشین مقصد ارسال می شود آن ماشین باید آماده دریافت آن بسته باشد و بتواند آنرا دریافت کند . در ضمن هیچ تضمینی وجود ندارد وقتی چند بسته متوالی برای یک ماشین ارسال می شود به همان ترتیبی که بر روی شبکه ارسال شده ، در مقصد دریافت شوند . همچنین ممکن است که وقتی بسته ای برای یک مقصد ارسال می گردد ، به دلیل دیر رسیدن از اعتبار ساقط شده و مجدداً ارسال شود و هر دو بسته ( جدید و قدیم ) با هم برسند . این مسائل در لایه بالاتر قابل حل خواهد بود .

هرچند وظائف این لایه می تواند بصورت نرم افزاری پیاده شود ولی برای بالاتر رفتن سرعت عمل شبکه ، می توان برای این لایه یک کامپیوتر خاص طراحی نمود تا در کنار سخت افزار لایه های زیرین ، بسته ها را روی شبکه رد وبدل کند .

• لایه انتقال :

در این لایه بر اساس خدمات لایه زیرین ، یک سرویس انتقال بسیار مطمئن و اتصال گرا(Connection Oriented) ارائه می شود. تمام مشکلاتی که در لایه شبکه عنوان شد در این لایه حل و فصل می شود. قبل از ارسال بسته ها ، نرم افزار این لایه اقدام به ارسال یک بسته ویژه می نماید تا مطمئن شود که ماشین گیرنده آماده دریافت اطلاعات است .اطلاعات ارسالی شماره گذاری شده تا هیچ بسته ای گم نشود یا دو بار دریافت نشود .ترتیب جریان بسته ها حفظ می شود . در این لایه پروسه های مختلفی که بر روی یک ماشین اجرا شده اند ، آدرس دهی می شوند به نحوی که هر پروسه بر روی یک ماشین ، به عنوان یک هویت مستقل ، داده های خود را ارسال یا دریافت نماید .

 واحد اطلاعات در این لایه قطعه ( Segment ) است . از وظایف دیگر این لایه در پروتکل‌های اسکادا می توان به موارد زیر اشاره کرد:

تقسیم پیامهای بزرگ به بسته های اطلاعاتی کوچکتر, بازسازی بسته های اطلاعاتی و تشکیل یک پیام کامل, شماره گذاری بسته های کوچکتر جهت بازسازی , تعیین و تبیین مکانیزم نامگذاری ایستگاه هایی که در شبکه اند. وظایف این لایه ( و لایه های بعدی ) با استفاده از نرم افزار پیاده سازی می شود و فقط بر روی مقصد نهایی (ماشینهای کاربران ) وجود دارد و مراکز سوئیچ به وظایف این لایه احتیاجی ندارند ( مگر در موارد خاص).

• لایه جلسه:

وظایف این لایه فراهم آوردن شرایط یک جلسه ( نشست )همانندورودبه سیستم ازراه دور ( Remote/Login )، احراز هویت طرفین ، نگهداری این نشست و توانایی از سرگیری یک نشست در هنگام قطع ارتباط می باشد. در این لایه نیز واحد اطلاعات پیام است . وظایف این لایه را می توان در موارد زیر خلاصه کرد :

برقراری و مدیریت یک جلسه شناسایی طرفین مشخص نمودن اعتبار پیامها اتمام جلسه حسابداری مشتری ها (Accounting)

• لایه ارائه ( نمایش ):

در این لایه معمولا کارهایی صورت می گیرد که اگر چه بنیادی و اساسی نیستند ولیکن به عنوان نیازهای عمومی تلقی می شوند مثلاً :

فشرده‌سازی فایل ( Data Compression )

1. رمزنگاری ( Encryption ) برای ارسال داده‌های محرمانه
2. رمزگشایی ( Decryption )
3. تبدیل کدها به یکدیگر وقتی که دو ماشین از استانداردهای مختلفی برای متن استفاده می کنند . ( مثل تبدیل متون EBCDIC  به ASCII و بالعکس )

• لایه کاربرد :

در این لایه استاندارد ، مبادله پیام بین نرم افزارهایی که در اختیار کاربر بوده به نحوی که با شبکه در ارتباطند ، تعریف می شود . لایه کاربرد شامل تعریف استانداردهایی نظیر انتقال نامه های الکترونیکی ، انتقال مطمئن فایل ، دسترسی به بانکهای اطلاعاتی راه دور ، مدیریت شبکه و انتقال صفحات وب است .

• پروتکل‌های اسکادا

1. پروتکل‌های اسکادا در مراکز کنترل دیسپاچینگ و پایانه راه دور ( Indactic , IEC 101 , IEC-104 , DNP3 )
2. پروتکل‌های اسکادا در مراکز کنترل با یکدیگر ( IEC 60870-6-TASE 2./ICCP )
3. تجهیزات ایستگاه‌ها با یکدیگر در اتوماسیون پست ( Modbus ,  IEC 61850 )
4. ارتباط با تجهیزات حفاظت ( IEC 60870-5-103 )

تابلوی مارشالینگ داخل محوطه پست وظیفه ارتباط تجهیزات را با هم دارند.بطوریکه تمام اطلاعات حفاظتی اعم از ولتاز و جریان و اطلاعات کنترلی اعم از وضعیت تجهیز و فرامین در این تابلو متمرکز شده و باتابلو های حفاظت وکنترل داخل پست مرتبط می شوند. در بعضی از مارشال ها اطلاعات تله متری و اسکادا نیز بستگی به طراحی پست در نظر گرفته میشود.

سیستم‌های اینترفیس در اسکادا جهت ارتباط دیتا بین مراکز دیسپاچینگ و پست‌های برق به کار می رود  و پل ارتباطی بین تجهیزات اسکادا با تجهیزات پست‌ها می باشد.

اینترفیس در اسکادا شامل دو بخش می باشد:

الف) تابلو‌های اینترفیس:

تابلوی فرمان

این تابلو‌ها در واقع محل جمع‌آوری اطلاعات ایستگاه‌ها می باشند از یک سمت توسط کابل‌های استاندارد چند رشته به ترمینال‌های اسکادای تجهیزات پست و از طرف دیگر به تجهیزات ارسال اطلاعات متصل می‌شوند.

ب) مدارات اینترفیس در اسکادا:

این مدارات برقرار کننده ارتباط بین تجهیزات اسکادا و تجهیزات فیلد می‌باشند که طبق استاندارد های مربوطه توسط  پیمانکار پست طراحی و راه‌اندازی می شوند.

اهمیت و نقش اینترفیس در سیستم دیسپاچینگ

در پروژه‌های دیسپاچینگ سرعت و سهولت در عیب یابی و نظارت بر سیستم یکی از اهداف مهم و اساسی می‌باشد لذا تجهیزات واسط اگر  نقشه‌ و استاندارد‌های لازم برای ایجاد دیتا را نداشته باشند نمی‌توانند به سرعت رفع عیب گردند و در سیستم SCADA مورد استفاده قرار بگیرند. شبکه نظارت و کنترل می بایست این قابلیت را در خود ایجاد کند تا بتواند در هر لحظه اطلاعات را تامین کرده و همچنین توانایی صدور فرمان را داشته باشد. تبادل اطلاعات مابین دو طرف از طریق تجهیزات اینترفیس به شرح زیر است:

انتقال اطلاعات

اطلاعات سیم بندی شده پس از خروج از سنسور‌های تجهیزات فشار قوی وارد تابلوهای فرمان پست شده و در آنجا در ترمینال‌های مربوط به اسکادا جمع آوری می‌گردند،در این مرحله با جمع آوری اطلاعات از نقشه‌های موجود در پست کار طراحی مدارات اینترفیس در اسکادا آغاز و کلیه دیتای ورودی و خروجی پست یا ایستگاه مربوطه در تابلو‌های واسط ( HVI و مارشال ) ترمینال بندی و جمع آوری می‌شود سپس دیتای مورد نظر پس از تست وارد تابلو پایانه راه دور ( RTU ) شده و از طریق کانال  مخابراتی (PLC ، فیبرنوری ، رادیو ،…)  به مرکز کنترل منتقل می شود.

انواع اطلاعات در سیستم اینترفیس

دیتای پست شامل دو بخش آنالوگ شامل مقادیر اندازه‌گیری و دیجیتال شامل وضعیت ورودی و خروجی می‌باشد که در ذیل به شرح چند نمونه می‌پردازیم:

کنترل

ارسال فرمان از طرف مراکز دیسپاچینگ برای کنترل یک فرآیند در ایستگاه مربوطه.فرمان های رسیده از مرکز کنترل پس از عبور از RTU وارد سیستم اینترفیس شده و  باعث تحریک بوبین رله واسط می‌شوند که در نتیجه مدار فرمان وسیله مربوطه عمل می‌کند

ایندیکیشن و آلارم

منظور ارسال وضعیت تجهیزات ایستگاه مربوطه می‌باشد مثل بریکر یا یک سکسیونر یا آلارمی که درون پست ایجاد شده است.به علت تعداد بالای آلارم‌ در پست‌ها آنها را با استفاده از Guide Line استاندارد گروه بندی و ارسال می‌کنند.

مقادیر آنالوگ 

با استفاده از CT,PT درون پست میتوان مقادیر مورد نیاز برای مراکز دیسپاچینگ را در تابلو HVI جمع‌آوری و سپس به وسیله ترانسدیوسر با ولتاژ مناسب به RTU متصل کرد.

خسارت وارده به شبکه برق سیستان و بلوچستان بر اثر بارندگی و سیل

ایجاد نخستین باند برقی برای کامیون های برقی درآلمان

خلبان یک هواپیمای تک سرنشین هنگام عبور از آسمان مینه سوتا دچار حادثه شد و بین خطوط برق گیر کرد.

انشعابات غیر اصولی و غیر استاندارد منجر به  سرقت برق در بسیاری از مکانهای مختلف بازار تهران

پست انتقال 400 کیلوولت شمالغرب اهواز در محهصره سیلاب 1397

جسد متهم به قتل فراری که از پنج روز قبل تحت تعقیب پلیس خراسان رضوی قرار گرفته بود، در حالی روی دکل برق فشار قوی در کوه‌های معروف به قله زو در مشهد کشف شد که با قفل و زنجیر و طناب خود را به دار آویخته بود!

استراحت تکنسین بهره برداری روی پایه لاکپشتی روشنایی تیر برق؟

بازدید پره های توربین 3 مگاواتی

به نظر میرسه وزارت نیرو با وزارت راه قهر کرده؟

برخورد صاعقه با ترانس فوق توزیع پست احمدآباد ابادان

مار برق گرفته داخل تابلو برق

بدون شرح!!

نصب خانه پرندگان بالای تیر برق توسط شرکت توزیع ،عکس محمود کلنگری

آپارتمان نشینی از نوع برقی

یخ زدایی از خطوط برق

منطقه ایی در پاکستان که در شبانه روز فقط یک ساعت برق دارد.

تشکر از کانال برقی ها

سوالی که برای تعدادی از همکاران اپراتور جای ابهام دارد این سوال است که چرا گاهی خط پارگی توسط رله های دیستانس معمولی تشخیص داده نمی شود؟

رله دیستانس چیست؟

رله دیستانس یک رله حفاظتی است که زمان قطع آن تابع مقاومت طول سیم می‌باشد. در بیشتر اوقات زمان قطع رله باید تابع محل اتصال کوتاه نسبت به رله باشد، و از این رو این زمان باید تابع جهت معینی از انرژی اتصال کوتاه باشد. به طوری که می‌دانیم هرچه محل اتصال کوتاه از رله دور‌تر باشد، مقاومت ظاهری قطعه سیم بین محل اتصالی تا رله بزرگتر شده و در نتیجه مقاومت اهمی و غیر اهمی آن نیز بزرگتر می‌شود. از آنجا که در رشد تاسیسات برقی رابطه مستقیمی بین مقاومت و طول سیم وجود دارد، لذا با استفاده از رله دیستانس به عنوان رله حفاظتی در سراسر خطوط انتقال انرژی عملا مشکل حفاظت موضعی و تنظیم جهش زمانی رله‌های پی در پی بر طرف می‌شود.

رله‌های دیستانس صرف نظر از انواع مختلف آن‌ها بر مبنای اندازه گیری فاصله الکتریکی رله تا محل خطا کار می‌کنند. در مواقعی که حداقل جریان خطا قابل مقایسه با جریان بار باشد، این رله‌ها کاربرد وسیعی پیدا می‌کنند و این از آنجا ناشی می‌شود که رله‌های دیستانس به جریان حساس نیستند، بلکه امپدانس ظاهری (فاصله الکتریکی) تا محل خطا را می‌سنجند. رله‌های دیستانس دارای یک امپدانس داخلی به نام امپدانس تنظیم رله می‌باشند. این امپدانس (Z۰) برابر امپدانس قسمتی از خط است که رله باید آن قسمت را مورد حفاظت قرار دهد.

عملکرد رله دیستانس
رله دیستانس از لحاظ کار مانند رله جریان زیاد در مقابل اتصال کوتاه می‌باشد و رله دیستانس بر اساس فاصله یا امپدانس عمل می‌کند. یعنی رله دیستانس زمانی عمل می‌کند که امپدانس خط از مقدار تنظیم شده کمتر باشد در غیر این صورت عمل نمی‌کند و از لحاظی، چون مقاومت مصرف کننده‌ها در حد تنظیم نیست از امپدانس مصرف کننده‌ها صرف نظر شده و در زمان اتصال کوتاه طبق رابطه Z=U/I امپدانس کم می‌شود، چون جریان زیاد می‌گردد و هر چقدر این امپدانس به رله نزدیکتر شود رله زودتر قطع می‌کند.

در ضمن در شبکه‌ای که چند رله دیستانس بکار می‌رود در موقع اتصالی همه رله‌های دیستانس تحریک شده، ولی فقط رله‌ای قطع می‌کند که به محل اتصال نزدیک بوده و بقیه رله‌ها به حال خود بر می‌گردد. از رله‌های دیستانس برای حفاظت خطوط انتقال نیرو، که بر اساس ستینگ‌های ثابت قابل تنظیم اند، استفاده می‌شود. اما معمولاً وسعت ناحیه عملکرد این رله‌ها با تغییر شرایط شبکه (توپولوژی شبکه، مقدار بار، مقدار تولید و …) تغییر می‌کند و باعث عملکرد نادرست رله می‌شود. با استفاده از روش‌هایی که قابلیت پردازش اطلاعات و تشخیص الگو را داشته باشد مثل استفاده از ریزپردازنده‌ها و الگوریتم‌های هوشمند می‌توان رله‌های جدیدی به کار گرفت و از دقت بالایی برخوردارند و در نتیجه به حفاظت خوبی دست یافت.

زون های حفاظتی رله دیستانس:

در عمل به علت خطا‌هایی از قبیل: تفاوت بین امپدانس محاسباتی و امپدانس واقعی خط خطای ترانسفورماتور‌های جریان و ولتاژ و همچنین عدم دقت رله‌ها محدوده اول حفاظت رله دیستانس در ۱۰۰ درصد طول خط تنظیم نشده بلکه محدوده تنظیمی ناحیه اول حدود ۸۰ تا ۸۵ درصد خط انتقال خواهد بود. زمان عملکرد رله در این ناحیه آنی بوده و هیچگونه تأخیری بر روی رله منظور نمی‌گردد.

به این ترتیب ۱۵ تا ۲۰ درصد انتهای خط توسط ناحیه دوم رله دیستانس حفاظت خواهد شد؛ که این حفاظت از نوع تأخیری می‌باشد. جهت حفاظت آنی کل طول خط و هماهنگی رله‌های وصل مجدد دو طرف خط از روش‌هایی همچون توسعه زون اول (zone extension) و یا ترکیب با سیگنال حامل استفاده می‌شود.

فرمان قطع ناحیه اول رله دیستانس به رله وصل مجدد ارسال می‌شود (در خطوط هوایی). در بسیاری از موارد رله وصل مجدد به عنوان یک واحد در داخل رله دیستانس تعبیه شده است. تنظیم ناحیه دوم رله دیستانس بایستی حداقل برابر ۱۲۰ درصد امپدانس خط مورد حفاظت باشد حد بالای تنظیم ناحیه دوم رله دیستانس برابر کل خط مورد حفاظت به علاوه ۵۰ درصد کوتاهتر ین خط بعدی می‌باشد از آنجا که عملکرد ناحیه دوم رله در واقع حفاظت پشتیبان می‌باشد. می‌بایستی با تأخیری در حدود ۳۰۰ تا ۴۰۰ میلی ثانیه همراه باشد.

اساس حفاظت دیستانس

ناحیه سوم رله دیستانس را می‌توان در ½ برابر مجموع امپدانس خط مورد حفاظت و کوتاه‌ترین خط بعدی تنظیم کرد؛ و تأخیر زمانی آن را بین ۴۰۰ تا ۵۰۰ میلی ثانیه نسبت به ناحیه دوم در نظر گرفت. در تنظیم ناحیه سوم باید رله دیستانس بایستی دقت کرد که به هیچ عنوان ناحیه سوم با امپدانس بار تداخل نداشته باشد. جهت محاسبه امپدانس بار بایستی بد‌ترین شرایط یعنی حداکثر جریان و حداقل ولتاژ مجاز را در نظر گرفت.

و اما پاسخ:

اگر به هنگام خط پارگی (Open Circuit) اتصالی رخ ندهد، (مثلاً فاز پاره شده در هوا معلق بماند) رله این وضعیت را مشابه یک امپدانس بی نهایت (برای فاز مربوطه) می‌بیند و بنابراین عملکردی نخواهد داشت.

به عبارت دیگر، این حالت برای رله، به منزله یک اتصالی در بی‌نهایت است که امپدانس بسیار بزرگی دارد و از محدوده تنظیمات زون‌های رله خارج است.

برای عکس‌العمل در مقابل چنین مواردی لازم است که از رله مؤلفه منفی استفاده شود.

در رله‌های جدید، چنین واحدی وجود دارد و بنابراین سیستم‌های حفاظتی جدید در برابر خط پارگی‌ها نیز بدون عکس‌العمل نمی‌مانند.

ترانسهاي جريان براي تبديل جريان زياد به مقدار كم ( معمولاً 5 آمپر) براي وسائل اندازه‌گيري و رله‌هاي حفاظتي مورد استفاده قرار مي‌گيرد. سيم پيچي اوليه ترانس جريان بصورت سري در مدار قرار گرفته و جريان آن همان جريان خط مي‌باشد كه مقدار آن بستگي به امپدانس بار و ولتاژ شبكه دارد. مقادیر نامي ترانسفورماتور جريان برحسب نسبت تبديل آن مشخص مي‌شود (مثلاً 5 به 600، 5 به 800 ، 5 به 1000). چيزي كه مهم است اندازه نامي جريان (5 آمپر) در طرف ثانويه ترانس مي‌باشد.

نحوه جایگذاری نرانس جریان در مدار

تعداد سيم پيچي‌هاي ثانويه ترانسهاي جريان 2 يا 3 سري بوده كه يكسري براي وسائل اندازه‌گيري و بقيه براي سيستمهاي حفاظتي مورد استفاده قرار مي‌گيرد. ترانسفورماتور جريان بصورت سري در مدار جريان قرار مي‌گيرد و وسائل حفاظتي و اندازه‌گيري نيز به صورت سري با ثانويه ترانسفورماتور جريان متصل مي‌گردند.

و توسط آمپر متر دیجیتالی یا آنالوگ بر روی درب تابلو نصب و قابل مشاهده است.در تصاویر زیر نمایی از آمپر متر و ترانس جریانی را مشاهده می کنید.

امپر متر دیجیتال تابلویی

نمونه هایی از ترانس های جریان فشار ضعیف و متوسط

  برای انتخاب ترانس جریان  12 آیتم مهمی که بایستی مدنظر قرار داد به شرح ذیل می باشد:

1- کاربرد: بر حسب اینکه آیا ترانسفورماتور برای حفاظت استفاده میشود یا اندازه گیری ،ترانسفورماتور حفاظتی یا اندازه گیری انتخاب میشود.

2-حداکثر ولتاژ سیستم (ولتاژ کاری): ترانسفورماتور جریان باید به گونه ای انتخاب شود که از نظر ایزولاسیون بتوان ولتاژ موثر فاز را تحمل نماید.

3- جریان اسمی اولیه: ترانس باید به گونه ای انتخاب شود که جریان اولیه اسمی از جریان مدار بیشتر بوده و حتی الامکان نزدیک به آن باشد.جريان نامي جرياني است كه عملكرد ترانس جريان بر پايه آن است و براساس جريان عادي كه از محاسبات پخش بار (يا جريان نامي فيوزها) بدست مي‌آيد انتخاب مي‌شود. اختلاف زياد بين جريان نامي ترانس و جريان خط باعث مي‌شود تا حساسيت رله ها كاهش يابد و علاوه بر آن نياز به ترانسفورماتورهاي كمكي نيز كمتر است. جريانهاي نامي اوليه A 75، 60، 50، 40، 30، 25، 20، 15،12.5، 10 و مضارب ده آنها در استانداردها توصيه شده است. مقاديري كه در زير آنها خط كشيده شده است ارجح مي‌باشد.

4-جریان اسمی ثانویه: جریان اسمی ثانویه ترانس بر اساس ادوات متصل به ثانویه انتخاب میگردند .

جريان نامي ثانويه مطابق استاندارد اعداد 1، 2 يا 5 آمپر مي‌تواند باشد. جريانهاي يك آمپر در ولتاژهاي بالاتر كه طول سيمهاي ارتباطي تا رله بيشتر است ارجح مي‌باشد. (معمولاً ترانسهاي جريان نوع 2 آمپري را نمي‌سازند). ترانسهاي جريان نوع يك آمپري داراي حجم و وزن زيادتري نسبت به CTهاي 5 آمپري بوده و ولتاژ مدار باز آنها نيز بالاتر مي‌باشد. اما مقاومت سيمهاي رابط در اينگونه CTها ولت‌آمپر كمتري را به ترانس تحميل مي‌كند.

جريان نامي ثانويه مطابق با استاندارد براي ولتاژهاي تا kV145 برابر 1 يا 5 آمپر و براي ولتاژهاي بالاتر برابر يك آمپر انتخاب مي‌شود.

5-فرکانس: فرکانس ترانس باید همان فرکانس شبکه انتخاب گردد.

6-جریان حرارتی کوتاه مدت اسمی Ith : مقدار جریان موثر اولیه است که یک ترانس بدون آسیب دیدن به مدت یک ثانیه تحمل میکند یا به عبارتی جریانی است که ترانس بدون رسیدن به درجه حرارتی که موجب بروز آسیب به ترانس شود در  یک ثانیه تحمل نماید . لازم به ذکر است تحمل جریان حرارتی کوتاه مدت برای ترانس بسیار ضروری میباشد  زیرا درصورتی که ترانس نتواند جریان خطا را تحمل نماید کل سیستم حفاظت عمل نخواهد کرد .

7-جریان دینامیک اسمی Idyn : مقدار پیک جریان اولیه است ترانس بدون صدمه دیدن الکتریکی یا مکانیکی ناشی از نیروهای الکترومغناطیسی میتواند تحمل کند ، در صورت بروز اتصال کوتاه پیک اول جریان بطور تقریبی 2.5 برابر جریان حرارتی کوتاه مدت خواهد شد لذا اینکه ترانس بتواند جریان دینامیک را تحمل نماید حائز اهمیت است.

8- بار: بار ترانس بر اساس مصرف ادوات متصل به ترانس جریان و تلفات اهمی تعیین میگردد.مقدار امپدانس بارها (دستگاههاي حفاظتي و اندازه‌گيري) كه مي‌توان در ثانويه ترانس جريان قرار داد بدون آنكه خطاي نسبت تبديل از حد مجاز بالاتر برود. بارگذاري ترانسهاي جريان بصورت سري بوده و سيم پيچي‌هاي دستگاههاي اندازه‌گيري و دستگاههاي حفاظتي بايد جدا از هم باشند. بعبارت ديگر ولت آمپر همان خروجي نامي ترانس بر حسب VA يا توان ظاهري در بار نامي و جريان نامي مي‌باشد. مقادير استاندارد شده براي خروجي عبارتند از VA30، 15، 10، 5، 2.5.

9-کلاس دقت: بر حسب کاربرد ترانس جریان حفاظتی و یا اندازه گیری تعیین می گردد مثلا” برای ترانس جریان اندازه گیری ، دقت مورد نیاز اندازه گیری تعیین کننده کلاس دقت خواهد بود ."كلاس دقت حداكثر خطاي مجاز ترانس را در محدوده‌اي مشخص از نظر جريان، فركانس و بار نشان مي‌دهد و يكي از پارامترهاي مهم در انتخاب ترانس جريان است. به طور نمونه محدوده جريان از 10 تا 120 درصد جريان نامي و محدوده بار از 25 تا 100 درصد بار نامي ترانسهاي جريان اندازه‌گيري مي‌باشد. كلاس‌هاي دقت استاندارد براي ترانسهاي اندازه‌گيري عبارتند از: 5، 3، 1، 0.5، 0.2، 0.1 ."

10- کلاس عایقی: بر اساس کلاس عایقی مورد نیاز سیستم تعیین میگردد.

11- ضریب حد دقت -ضریب امنیت ابزار دقیق : برای ترانس حفاظتی ضریب حد دقت مشخص کننده درجه حفاظت میباشد.

12- شرایط محیطی: درجه حرارت محیط و ارتفاع از سطح دریا درانتخاب ترانس بسیار مهم میباشند که با توجه به افزایش ارتفاع از سطح دریا ولتاژ عایقی سیستم  تغییر خواهد نمود.

این 12 آیتم می تواند برای انتخاب ترانس جریان به شما کمک کند.

نحوه محاسبه نسبت CT

همانگونه که اشاره گردید،ترانسفورماتورهای جریان CT ها ترانسفورماتور هستند که برای پایین آمدن سطح فعلی سیستم های انتقال قدرت با قدرت برای اندازه گیری و نظارت بر سطح کنونی استفاده می شوند. CTs مورد نیاز است زیرا دستگاه های اندازه گیری جریان استاندارد برای اندازه گیری سطوح بالای جریان پیکربندی نشده اند. به عنوان یک نتیجه، مهندسان از CT استفاده می کنند تا سطح فعلی را برای اندازه گیری آن از بین ببرد. پس از اندازه گیری، آنها از نسبت ترانسفورماتور جریان یا نسبت CT استفاده می کنند تا جریان واقعی را از جریان اندازه گیری محاسبه کنند.

تعداد سیم پیچ را در قسمت اولیه ترانسفورماتور پیدا کنید. به مدار مدار یا مدارک ترانسفورماتور CT مراجعه کنید. به عنوان مثال، فرض کنید شما دارای 15 چرخش اولیه است.

تعداد سیم پیچ را در قسمت ثانویه ترانسفورماتور پیدا کنید. به مدار مدار CT ترانسفورماتور مراجعه کنید. به عنوان مثال، فرض کنید شما 75 ثانویه در ثانویه داشته باشید.

تعیین نسبت ولتاژ. نسبت ولتاژ نسبت به نسبت بین نوبت اولیه و ثانویه متناسب است. در مثال ما نسبت ولتاژ 15:75 یا تقسیم به 15، 1: 5 است

نسبت CT را محاسبه کنید. نسبت CT نسبت معکوس نسبت ولتاژ است. در این مثال، نسبت ولتاژ 1: 5 است، بنابراین نسبت CT به 5: 1 است. این به این معنی است که سطح کنونی 5 بار کاهش یافته است و در صورتی که جریان اولیه 200 آمپر باشد، خروجی CT 40 آمپر است.