تبلیغات
برق. قدرت. کنترل. الکترونیک. مخابرات. تاسیسات. - محجتمع کردن اتوماسیون پست های برق

برق. قدرت. کنترل. الکترونیک. مخابرات. تاسیسات.

دایره المعارف تاسیسات برق (اطلاعات عمومی برق)


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 كردن اتوماسیون پستهای برق ISCS

ارسال شده در چهارشنبه 15 اسفند ماه 1386 توسط whiteapple
با تمام این مزایا ISCS در آمریكای شمالی پیشرفت چشمگیری نداشته و یكی از دلایل عمده آن این است كه رابطهای سخت‌افزاری و پروتكلها 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 یك سخت‌افزار جانبی و یك پروتكل برای هر IED، می‌توان از gateway استفاده كرد. gateway به عنوان یك مبدل پروتكل عمل می‌كند. با استفاده از gateway می‌توان IEDهای شركتهای مختلف را به هم مربوط كرد. مثلاً رله‌های حفاظتی از یك شركت، سیستم مونیتورینگ از شركت دیگری و سیستمهای PLC از شركت دیگری باشد.
موضوع مهمی كه در مجتمع كردن IED در یك سیستم كنترل دستگاهی باید مورد توجه قرار گیرد این است كه بسیاری از IEDها تنها دارای یك پورت ارتباطی هستند و موقع ارسال فرمان توسط كاربر یا عامل به IED، داده‌های دیگر برای IED قابل دسترس نیستند. این وضعیت برای حالتی كه این داده‌ها برای عملیات زمان حاضر لازم باشند، یك وضعیت بحرانی است. سیستم باید بتواند این شرایط را تشخیص داده و به دیگر عاملان سیستم اعلام كند. درحال حاضر بسیاری از سازندگان IED محصولات خود را با دو پورت (ورودی – خروجی) تولید می‌كنند تا ازاین مشكل جلوگیری شود.
در ISCS نیاز به یك شبكه ارتباطی داریم و شبكه محلی (LAN) توپولوژی مناسبی است. در یك شبكه 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 پروتكلهای LAN سطح بالا رعایت می‌شود). LAN باید قابلیت سنكرون كردن را داشته باشد. این یك قابلیت حیاتی برای سیستمهای امروزی است تا بتوانند حوادث گذشته را تحلیل كنند و ترتیب اتفاقات (متوالی) در یك سیستم را مشخص كنند.
رابطه انسان و ماشین شاید مهمترین قسمت در كل ISCS باشد. اطلاعات باید به صورت واضح و با یك روش مناسب، بدون هیچ خطا و ابهامی برای كاربر بیان شود. در حال حاضر PC برای این كار انتخاب شده است.
آنچه سرمایه‌گذاری برای ISCS را توجیه می‌كند این است كه بتواند از نرم‌افزارهای نگهداری و بهره‌برداری به خوبی استفاده كند. نرم‌افزارهای در دسترس یا در حال توسعه تحت این عناوین طبقه‌بندی می‌شوند:
برای افزایش بازدهی نظیر كاهش VAR متعادل كردن بار فیدر و بار انتقالی
برای قابلیت اطمینان نظیر تشخیص خطا، مدیریت بار و كلید‌زنی خازنها و بار انتقالی
برای كاهش نگهداری سیستم نظیر ثبت دیجیتالی خطاها و ضبط ترتیب حوادث و وقایع
پیش‌بینی قانونمند نگهداری سیستم كه این مورد هنوز یك 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 كامپیوتری اتوماسیون پستها حداقل ازپنج سال پیش، نصب شده‌اند. برای پاسخگویی به برخی مسائل نظیر ایمنی كاركنان كه باطیف وسیعی از تجهیزات برقی سروكار دارند. افزایش بازده كاری و صرفه‌جویی در سرمایه باعث شده تا بسیاری از شركتها به سیستمهایی با رابط تصویری (CRT) برای كاربران رو بیاورند.
(Person Machine Interface) PMI برای كاربران به عنوان یك جایگاه عملیاتی است تا هم شرایط پستها را نظارت كنند و هم از طریق آن عملیات معمول یا اضطراری مربوط به كلیدها را انجام دهند.
در حقیقت PMI تنها قسمتی از یك سیستم كنترل مجتمع اتوماسیون یك پست برق است و سایر قسمتها عبارتند از:
وسایل الكترونیكی هوشمند IED، شبكه‌های ارتباطی، سایتهای كامپیوتر و سیستمهای عامل.
در این مقاله مزایا و معایب واقعی و پیشنهادی PMI بررسی و چگونگی به كارگیری ومجتمع‌ كردن تكنولوژی‌های قسمتهای مختلف و روش رفع موانع آن در یك سیستم كنترل پست برق تحلیل می‌شود.
حركت به سمت استفاده بدون خطر از تجهیزات

به خاطر اینكه 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 كاركنان عملیاتی سیستم، به خصوص در محدوده پستها، این كاركنان تنها روی چند وسیله محدود كار می‌كنند (تا خوب به آن مسلط باشند). این مساله باعث می‌شود كه قابلیت انعطاف سیستم اداری كاركنان كم شود، یعنی شرایط استخدام مشكلو هزینه آموزش و تربیت نیروی ماهر زیاد می‌شود. پیش‌بینی می‌شودكه پیشرفت شغلی آن دسته از كاركنانی كه آموزشهای اضافی (و به روز) می‌بینند، محدود شده و این باعث افزایش خطرپذیری آنها در كارهای عملیاتی شود.
برخی شركتهای برق برای انجام عملیات در محوطه پست ها، یك PMI در اختیار كاركنان قرار می دهند تا كاركنان بتوانند از طریق آن به قطع‌كننده‌ها، ترانسفورماتورها و سایر تجهیزات فرمان قطع و وصل بدند. PMI اپراتور را از حركت در اطراف پست بی‌نیاز می‌كند و در نتیجه خطراتی كه متوجه افراد است ر ا كاهش می‌دهد.
مزایای واقعی

به خاطر هزینه زیاد تجهیزات و (معمولاً) رشد كم تقاضای (مصرف) سیستم، كمتر اتفاق می‌افتد كه تجهیزات دو پست كاملاً یكسان باشد. بنابراین اگرتجهزات از سازندگان مختلفی تهیه شوند كه تكنولوژی، رابطها و پیكربندی وسایل آنها با یكدیگر اختلاف داشته باشد، امری عادی است. حتی برای تجهیزات یكسان، تنظیم‌های عملیاتی (مانند محدودكننده‌های بار و تنظیم‌های حفاظت) برای هر وسیله به صورت اختصاصی تنظیم می شود. در نتیجه به خاطر ایمنی كاركنان عملیاتی سیستم، به خصوص در محدوده پستها، آنها تنها روی جند وسیله محدود كار می‌كنند (تا خوب به آن مسلط باشند). PMI اپراتور را از حركت در اطراف تجهیزات بی‌نیاز می‌كند و در نتیجه خطرات را كاهش می‌دهد این بحث در سالهای آینده یكی از مباحث مهم ایمنی و سلامت شغلی است. به خصوص در پستهای قدیمی كه قطع‌كننده‌های مدار برای فرونشاندن قوس ناشی از قطع‌كننده‌ها،‌ امكانات كافی ندارند.
با بالا رفتن سرعت و صحت عمل كاركنان، شركتها می‌توانند از كاركنان خبره در قسمتهای دیگر سیستم نیز استفاده كنند و بازده كاری افراد بالا می‌رود.
تابلوهای mimic كه فن‌آوری قبلی مورد استفاده در پستها بود، دو اشكال اساسی دارند. یكی اینكه آنها از تعداد زیادی اجزای جداگانه تشكیل شده است كه نیاز به نگهداری زیادی دارد. دیگر اینكه اضافه كردن یك نمایشگر یا كنترل‌كننده به سیستم خیلی پرهزینه است.
PMI این معایب را ندارد، میزان خرابی نرم‌افزار و سخت‌افزار مربوط به آن (پس از نصب و آزمایش) خیلی كم است. تنها قسمتی كه احتمال بیشترین خرابی را دارد صفحه نمایش است. اما چون در مواقعی كه استفاده نمی‌شود معمولاً خاموش است. در مقایسه با صفحات نمایش با كاربردهای معمول، عمر بیشتری دارد. همچنین در مقایسه با روش تابلو mimic از نظر فضا صرفه‌جویی زیادی دارد و اگر برای اتوماسیون یك پست جدید از این روش استفاده كنیم. از نظر كار ساختمانی نیز صرفه‌جویی اساسی می‌شود. با واگذاری عملیاتهایی نظیر تنظیم ولتاژ ترانسفورماتور و مدیریت بار به نرم‌افزار، كاهش بیشتری در تعداد تجهیزات امكان‌پذیر می‌شود. كمتر شدن تجهیزات نظارت و كنترل به معنی كاهش هزینه‌های نگهداری است.
اتوماسیون پستهای مبتنی بر نرم‌افزار، می‌تواند فرصت خود چك كردن و تشخیص خطای قابل ملاحظه‌ای را فراهم كند. مثلاً اشكالات ولتاژ را تشخیص دهد و به سایر اپراتورهای محلی یا دورتر اعلام كند. از دیگر امكانات PMI بیان راحت و ساده امكانات تصویری مانند طرح و صفحه تصویر رنگها، قلمها، نشانه‌های تجهیزات و متحرك‌سازی (برخی فرایندهای سیستم) است.
اپراتورهای پستهای امروزی، ممكن است فردا اپراتورهای مركز كنترل باشند، لذا كار روزمره با PMI حداقل فایده‌ای كه برای شركت و خود او دارد، آمادگی بیشتر برای آموزشهای آینده است. اپراتورهای پستهای امروزی، ممكن است فردا اپراتورهای مركز كنترل باشند. لذا كار روزمره با PMI حداقل فایده ای كه برای شركت و خود او دارد. آمادگی بیشتر برای آموزشهای آینده است. اپراتورهای پست های امروزی، ممكن است فردا اپراتورهای مركز كنترل باشند. لذا كار روزمره با PMI حداقل فایده ای كه برای شركت و خود او دارد آمادگی بیشتر برای آموزشهای آینده است.
در بعضی از سیستمها، می‌توان در یك زمان اطلاعات سیستم را هم به سیستم محلی و هم به ایستگاه مركزی ارسال كرد. در این حالت ایمنی ذاتی سیستم به خاطر اینكه دو اپراتور به اطلاعات یكسانی از سیستم دسترسی دارند بیشتر می‌شود. البته دو اپراتوری بودن سیستم همه‌جا مناسب نیست. پارامترهایی مانند مباحث كاری، ظرفیت و انعطاف‌پذیری ایستگاه اصلی و نرم‌افزار ایستگاه فرعی، پروتكل ارتباط و محدودیتهای باند فركانسی مهمترین مباحثی هستند كه در هر وضعیت و حالتی باید موردتوجه قرار گیرد.
معایب

با گسترش ایستگاههای كامپیوتری، شركت‌ها مجبورند افرادی را كه توانایی نگهداری و ایجاد سیستم (یا حداقل توانایی تغییر پیكربندی سیستم) PMI را دارند به كار گیرند. افرادی با این مهارت‌ها طبیعتاً خیلی ماندگار نیستند و این در درازمدت ممكن است به یك مشكل تبدیل شود و شركت‌ها مجبور شوند از افراد یكدیگر به صورت نوبت كار استفاده كنند.
PMI برخی هزینه‌های كوچك به سیستم تحمیل می‌كند نظیر هزینه‌های سخت‌افزار PC، هزینه طراحی اولیه و هزینه نگهداری بعدی از سیستم PMI، اما این هزینه‌ها با مزایای آن جبران می‌شود. ضمن اینكه افزایش سرعت عملیاتی، ایمنی و قابلیت اطمینان كه به خاطر استفاده از PMI حاصل می‌شود، ممكن است فواید پنهان دیگری نیز در برداشته باشد، مانند: كاهش اضطراب كاركنان عملیاتی و افزایش رضایت مشتری.

 

 

مجتمع كردن اتوماسیون پست های برق


كنترل از راه دور ایستگاه ها و تجهیزات آن

كنترل از راه دور ایستگاهها از دهه 1960 شروع شد و در حدود دهه 70، جایگزینی وسایل الكترومكانیكی با ابزارهای نیمه‌هادی در مرحله ابتدایی و مقدماتی بود.
یك طرح اتوماسیون پست، قبل از دهه 90 به طور معمول شامل سه ناحیه عملیاتی اصلی بود: كنترل نظارتی و جمع‌آوری داده‌ها (Scada) كنترل پست شامل اندازه‌گیری و نمایش، حفاظت، نمایی از این سیستم در جدول 1 دیده می‌شود. تجهیزات اتوماسیون مورد استفاده در هر یك از نواحی به طور عمده شامل وسایل الكترومكانیكی 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 الكترومكانیكی قرار داشت كه اپراتورهای پست برای كنترل وسایل اولیه داخلی پست استفاده می‌كردند. معمولاً برای نمایش تجهیزات مربوط به هر یك از سه ناحیه عملیات اصلی قسمتی از پانل كنترل اختصاص داده شده بود.
با ظهور ریزپردازنده‌ها دردهه 70، شرایط عوض شد. سازندگان تجهیزات پست‌ها جایگزینی وسایل الكترومكانیكی ساخت خود را با وسایل نیمه‌هادی شروع كردند. این وسایل مبتنی بر ریزپردازنده‌ كه بعداً در صنعت به وسایل الكترونیكی هوشمند (IED) معروف شدند، مزایای چندی نسبت به وسایل قدیمی داشتند. آنها قابلیتهای اضافی نظیر تشخیص خطا،‌خود چك كردن توانایی ذخیره داده‌ ها و ثبت وقایع، رابطهای مخابراتی و واحد ورودی خروجی مجتمع با قابلیت كنترل از راه دور داشتند. همچنین به خاطر اینكه چندین قابلیت را می‌توان در یك IED فشرده ساخت،‌می‌توان وسایل جانبی را حذف كرد. برای مثال، وقتی IED به یك ترانسفورماتور ولتاژ و جریان در مدار وصل است. این وسیله می‌تواند همزمان وظیفه حفاظت، اندازه‌گیری و كنترل از راه دور را به عهده بگیرد. از امتیازات جالب توجه IED قابلیت اطمینان، راحتی نگهداری و سرعت مشكل‌دهی و پیكربندی سیستم است.
دهه 70 و اوایل دهه 80 كه این وسایل عرضه شدند به خاطر شك و تردید در موردقابلیت اطمینان آنها و همچنین هزینه زیاد، از آنها استقبال نشد. اما با كمتر شدن قیمت و پیشرفت در قابلیت اطمینان و اضافه شدن قابلیتها، آنها پذیرش بیشتری پیدا كردند.
در همین حال، شركتهای برق جایگزین كردن PLC را به جای رله‌های الكترومكانیكی (كه درمنطقه رله‌ای و منطق كنترل حفاظت در تابلوهای تجاری و معمول كنترل پستها به كار می‌رفتند) شروع كردند. البته فروشندگان تجهیزات هنوز این روند را متوقف نكرده‌اند.آنها همچنین زیر سیستم رابط گرافیكی كاربر را گسترش دادند. به طوری كه اكنون روی یك سكوی كامپیوتری ارزان قیمت متكی به PC قابل اجراست. این سكوهای گرافیكی برای برقراری یك رابط انسان ماشینی (PMI) پیشرفته‌تر (نسبت به اندازه‌گیری‌های قدیمی آنالوگ و صفحات نمایش دیجیتال) از واحدهای كنترل از راه دور و PLC استفاده كردند. هر چه توابع و فعالیتهای اتوماسیون پستها در یك دستگاه تنها فشرده‌تر می شد، مفهوم یك IED گسترش می‌یافت. این كلمه هم‌اكنون در مورد یك وسیله مبتنی بر ریزپردازنده‌ با یك درگاه ارتباطی (مخابراتی) كه همچنین شامل رله‌های حفاظت، اندازه‌گیریها، واحدهای خروجی، PLCها، ثبت‌كننده‌ ها دیجیتالی خطا و ثبت‌كننده ترتیب وقایع نیز می‌شود، به كار می‌رود.
گفته‌های گروه‌كاری

IED اولین سطح فشرده‌سازی اتوماسیون است. اما حتی با استفاده گسترده از آن نیز تنها جزیره‌هایی از اتوماسیون در بین پستهای مختلف پراكنده می‌شوند. صرفه‌جویی بیشتر موقعی حاصل می شود كه تمام IEDها در یك سیستم كنترل ایستگاههای متمركز (ISCS) قرار گیرند. تحقق سیستمهای كنترل كاملاً مجتمع، هزینه‌های سیم‌كشی، تعمیر و نگهداری، مخابراتی و عملیاتی را كاهش و كیفیت برق و قابلیت اطمینان سیستم را افزایش می‌دهد.
اگر چه این مزایا ارزشمند است اما مجتمع كردن سیستم اتوماسیون ایستگاهها (مثلاً در آمریكای شمالی) پیشرفت كمی داشته است و دلیل عمده آن این است رابطهای سخت‌افزاری و پروتكلها برای IED استاندارد نیستند. تعداد پروتكل‌ها برابر تعداد سازندگان وسایل و یا بلكه بیشتر، به خاطر اینكه تولیدات یك كارخانه نیز اغلب پروتكلهای مختلفی دارند.
یك راه‌حل برای این مشكل نصب و برقراری یك gateway است كه به عنوان یك سخت‌افزار ورابط پروتكل بین IED و یك شبكه عمل می‌كند. gateway به شركت برق اجازه می‌دهد تا با اجزای یك شبكه و پروتكل ارتباطی مشترك، وسایل مختلف را با هم روی یك ایستگاه مجتمع كند. gateway به یك رابط فیزیكی بین IED و استانداردهای الكتریكی شبكه و همچنین به یك مبدل پروتكل بین آنها است.
Gateway باعث می‌شود تمام IEDها ازدیدگاه شبكه مورد استفاده در پست، از نظر ارتباطی یكسان به نظر برسند. از آنجا كه برای هر IED یك نرم‌افزار نوشته شده این وضعیت نرم‌افزار نیز كار را پیچیده‌تر و مشكل‌تر كرده است. برای مثال ممكن است یك شركت بخواهد تعدادی رله حفاظت از نوع DEL، رله‌های حفاظت فیدر از نوع ABB، مونیتورهای با كیفیت بالای GE Multilim اندازه‌گیریهای PML و یك PLC نوع Modicon را در سیستم كنترلی ایستگاهی خود مجتمع كند. رله‌های SEL برای ارتباط از یك فرمت ASCLL كه توسط SEL پشتیبانی می‌شود استفاده می‌كند. رله‌های ABB و GE پروتكل ENP3.00 را مورد استفاده قرار می‌دهند و اندازه گیری های PML نیز از همین پروتكل استفاده می كنند. در حالی كه PLC برای ارتباط از پروكتل Modbus كه Modicon تهیه كرده است،استفاده می كند. برای داشتن تمام این IED ها و پروتكلهای نامتجانس آنها روی یك سكوی كامپیوتری،استفاده از درگاه بهترین راه حل است.
درگاه نه تنها به عنوان یك رابطه بین لایه فیزیكی شبكه محلی و درگاههای RS232/RS485 كه روی IED ها هستند عمل می كند بلكه به عنوان یك مبدل پروكتل،پروكتلهای خاص هر IED را (مانند SEL DNP3.0 یا Modbus) به پروكتل استاندارد مورد استفاده شبكه محلی نصب شده ترجمه
می كنند.
درگاهها

دو روش در استفاده از درگاه برای ارتباط دادن وسایل با شبكه ایستگاهی مورد توجه است. در یك روش برای وسیله هوشمند یك درگاه ارزان قیمت تك ارتباطی استفاده می شود و در روش دوم از یك درگاه كه دارای چندین گذرگاه است برای ارتباط با چندین IED استفاده می شود. اینكه كدام روش اقتصادی تر است به محل استقرار IED ها بستگی دارد. اگر آنها در یك محل مركزی جمع شده باشند روش استفاده از چند درگاه مطمئناً مناسبتر است.
یك مشكل دیگر كه هنگام مجتمع كردن IEDها باید مورد توجه قرار گیرد پیكربندی تجهیزات است. تعداد زیادی از IEDها تنها یك درگاه ارتباطی دارند كه دو منظور را پشتیبانی می‌كند. یكی دریافت داده‌های گذشته و داده‌های زمان حاضر سیستم و دیگری خواندن و چندین كانال به صورت ترتیبی كار كند. اگر IDEها در تمام ایستگاه پخش شده باشند، هزینه كابل‌كشی ممكن است خیلی سنگین شود. همبند شدن قسمتهای منطقی و هماهنگ عمل كردن، به یك كابل‌كشی مخرب نیاز دارد. چرا كه معمولاً ورودیها به صورت سخت‌افزاری به محلهای مناسب وسیله متصل می‌شوند. این ارتباط می‌تواند به صورت یك شبكه محلی (LAN) به عنوان یك 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 كابل‌كشی شبكه باید قابلیتهای اضافه‌تری در مواجهه با تغییرات محیطی (فیزیكی و الكتریكی) و تاخیر در پردازش و فراخوانی داده و قابلیت سنكرون شدن داشته باشد. سنكرون شدن در شبكه‌های كنترل ایستگاهی، برای تحلیل وقایع گذشته و تعیین ترتیب وقایع در یك سیستم حادثه دیده حیاتی است. اما دقت در حد میلی‌ثانیه كه مناسب این نوع كارها باشد، به ندرت در پروتكلهای شبكه‌های سطح بالا پیش‌بینی شده است. اگر چه به نظر می رسد به خاطر این مشكلات استفاده از LAN روش خوبی نیست، اما به كمك ماهواره می‌توان به وسایل مورد نیاز، سیگنال سنكرون كننده (زمان یكسان) ارسال كرد و مشكل سنكرون نبودن سیستم را برطرف كرد.
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 یكدیگر مطمئن شوند و به عنوان آخرین مزیت، این برای سرمایه‌گذاران اشتغال خوبی است كه به سادگی تجهیزات خود را با یكی از تجهیزات بزرگ موجود و پایه‌سازگار كنند.
جدا از بحث مربوط به نیازهای یك شبكه، در حال حاضر دو شبكه استاندارد وجود دارد. حداقل آنها در بین شركت‌ها و سازندگان آمریكا و اروپا بیشتر از همه مورد توجه هستند. این دو عبارت‌اند از: اترنت و پروفیبوس. هیچكدام از آنها تمام نیازهای پیش‌گفته را برآورده نمی‌كنند، اما هر دو راه‌حلهای تجاری خوبی هستند.
مزیت بزرگ، اترنت این است كه سخت‌افزار و امكانات آن را سازندگان زیادی عرضه می‌كنند، از كاربردهای چند لایه پشتیبانی می‌كند،‌كیفیت مناسب دارد پشتیبانی پروتكل شبكه مطابق با استانداردهای صنعتی و كمیت ناچیز وسایل آزمایش است. اما مهمترین نقص آن برای استفاده در پست، طبیعت احتمالی و غیرقطعی است كه در نسخه استاندارد استفاده شده است (البته روشهایی برای رفع این مشكل ابداع شده است)
از شبكه پروفیبوس برای فرآیندهای صنعتی در اروپا خیلی وسیع استفاده می‌شود و قطعی و غیر احتمالی گزارش شده است. اما پروتكل‌های شبكه و لایه‌های كاربردی تنها به استانداردهای تعریف شده پروفیبوس محدود می‌شود و تجهیزات و سخت‌افزار اضافی آزمایش خیلی بیشتر از آنهایی است كه برای اترنت در دسترس است.
به فرض اینكه تمام مشكلات و مباحث مربوط به سخت‌افزار IED، تكنولوژیهای LAN و پروتكل IED و LAN حل شده باشد، سوال بعدی این است كه تمام این اطلاعات مجتمع را به چه روش اقتصادی و مناسبی برای اپراتور پست نمایش دهیم.
رابطهای غیرمبهم مناسب كاربر

رابطه انسان – ماشین (PMI) شاید مهمترین قسمت در كل ISCS باشد. از طریق این رابط است كه اپراتور پست باید كل پست را نظارت و كنترل كند. داده‌ها باید برای اپراتور با دقت و آشكار بیان شود. امكان خطا و یا ابهام نباید وجود داشته باشد. چرا كه عملیات اپراتور روی تجهیزات سیستم مهم و حساس است، همان طور كه ایمنی افراد اهمیت دارد.
تكنولوژی انتخاب شده دراینجا PC است. PC یك مركز كامپیوتری قوی برای كاربردها فراهم می‌كند. نرم‌افزارهای گرافیكی برای ارتباط با كاربر PC را قادر می‌كند كه به صورت یك وسیله پیشرفته نظارت و كنترل برای اپراتورهای پست باقی بماند. كارت‌های شبكه زیادی برای ارتباط PC با شبكه LAN در دسترس است. همچنین محدوده انتخاب كامپیوترهای قوی گسترده است. Pentium Pro, Pentium( و ...)
در یك دستگاه كامپیوتری، نرم‌افزارهای كنترل نظارتی و ثبت اطلاعات،‌داده‌ های سیستم را از طریق اطلاعات،‌داده‌های سیستم را از طریق IEDهای واصل به شبكه جمع‌آوری و در یك پایگاه داده مركزی ذخیره می‌كند. سپس داده‌ها به راحتی توسط نرم‌افزارهای كاربردی و رابطهای گرافیكی در دسترس كاربر هستند. عملیات SCADA می‌تواند هر دستور كنترلی اجرا شده به وسیله اپراتور را به IED مورد نظر بفرستد. در حال حاضر بسیاری از نرم‌افزارهای گرافیكی به اپراتورها كمك می‌كنند تا كار نظارت و كنترل پستها را با راندمان بالایی انجام دهند. وضوح تصویر خوب و قابلیت كامل گرافیكی بسیاری از نرم‌افزارها به اپراتورها امكان می‌دهد تا اطلاعات را به صورت‌های مختلف ببیند (به صورت جدولی، شماتیكی و یا هر نوع روش مناسب دیگر). حتی برخی بسته‌های نرم‌افزاری قوی توانایی این را دارند كه بسیاری از فرآیندهای داخل یك پست را با متحرك‌سازی نمایش دهند.
پیشرفت‌ در اقتصادی شدن طرح

طرح iscs كه از IEDها، LANها، پروتكلها، رابطهای گرافیكی كاربران (PMI) و كامپیوترهای ایستگاهی تشكیل شده، پایه و اساس پستها و ایستگاهها خودكار است.اما بلوكهای ساختمانی كاربردی (كه متشكل از نرم‌افزارهای عملیاتی و نگهداری است). باعث سوددهی و تولید نتایج مطلوب شده و سرمایه‌گذاری در یك iscs را توجیه می‌كند.
كاربردهای در دسترس یا در حال تولید امروزی كه باعث افزایش ظرفیت و سود سیستم می‌شوند تحت عناوین زیرند:
برای بازده عملیات: كاهش ولتاژ، كاهش VAR، متعادل كردن بار ترانسفورمرها و متعادل كردن بار فیدرها
برای قابلیت اطمینان عملیاتی: تشخیص خطا، مجزا كردن خطا و اصلاح سیستم، مدیریت بار، بارزدایی، كلیدزنی راكتور و خازن و انتقال بار.
برای كاهش نگهداری: نظارت مدار شكن‌ها، نظارت ترانسفورمرها، ضبط دیجیتالی خطاها و ضبط ترتیب وقایع
نگهداری بر اساس پیش‌بینی به كمك‌ قوانین

این موارد آخری اگر چه هنوز یك تكنولوژی نوظهور است، اما قادر است آنقدر قابلیت اطمینان سیستم را بالا ببرد كه به تنهایی سرمایه‌گذاری در یك iscs را از نظر اقتصادی توجیه كند.
لزوم وجود پشتیبان برای سیستم

هر چه تعداد عملیات بیشتری بر روی یك سیستم تنها متمركز شود، اهمیت قابلیت اطمینان سیستم افزایش پیدا می‌كند. برای مثال مشكلات كامپیوتر با قطع برق، ممكن است اجزایی از سیستم را به طور موقت از كار خارج كند. در یك طراحی خوب برای سیستمهای كنترل مجتمع ایستگاهی باید امكان خرابی تجهیزات سیستم را در نظر داشت و سیستمهای كنترلی و نظارتی پشتیبان كافی قرار داد. بنابراین باید همه تجهیزات و عملیاتهای مهم از پشتیبان برخوردار باشند. یك سیستم كنترل و حفاظت پشتیبان كه به عملیات سیستم كامپیوتری وابسته نباشد، باید برای انجام عملیات مناسب وجود و سیستم برای قطع ناگهانی برق آمادگی داشته باشد.
بررسی سایر موانع

در مجموع یك iscs از یك سكوی كامپیوتری پشتیبانی می‌كند تا تمام فعالیتهای یك پست برق در یك سیستم منفرد هوشمند و خودكار مجتمع شود. شركتهای هماهنگ با این محیط رقابتی به چند فایده دست پیدا می‌كنند. صرفه‌جویی در هزینه‌های عملیات و نگهداری افزایش قابلیت اطمنیان و معماری مدولار و قابل انعطاف كه در نتیجه به نیازهای مشتری سریعتر پاسخ می‌دهد و سرویسهای مشتری بهتری فراهم می‌كند.
با وجود این قبل از پیاده سازی اتوماسیون كامل پستها، مهندسان شركت با مشكلات چندی روبرو هستند. یك بررسی كه اخیراً شركت تحقیقی نیوتن – ایوان انجام داده است این موارد را به ترتیب اهمیت و اندازه به صورت زیر فهرست می‌كند. توجیهی نبودن كامل درستی پروژه، كمبود نقدینگی، عدم اعتقاد مدیریت به فلسفه كار، كمبود مهارت مورد نیاز در شركت، نبود تكنولوژی مناسب و اهمیت هزینه‌های تغییرات مورد نیاز سیستم برای بعضی از مدیران.
معمولاً دو مانع اول وابسته هستند،‌به این معنی كه سرمایه‌گذاری موقعی انجام می‌شود كه بتوان ثابت كرد نسبت سود به هزینه مثبت است. اما در شركتهای كوچك شده امروزی پیدا كردن وقت و منابع مالی كافی برای توجیه این كار بسیار سخت است. به خصوص اگر دانش داخلی مجموعه ناكافی باشد. دراین حالت تعدادی از مشاوران فنی كار آزموده می‌توانند درطرح و توسعه یك پروژه معقول و گویا كمك كنند. همچنین برخی از سازندگان رده اول تجهیزات اتوماسیون پستها می‌توانند از نظر دانش فنی نیز به خریداران برای توجیه و نصب سیستم كمك كنند.
مطالعه وضعیت اتوماسیون پستها در چند شركت برق

الف) شركت «انرژی استرالیا»
این شركتها بزرگترین شركت خدمات انرژی در استرالیا است و یك پنجم نیاز انرژی برق استرالیا راتامین می‌كند. در حال حاضر این شركت، شش سیستم اتوماسیون پست مبتنی بر صفحه نمایش دارد و سه پست دیگر از این نوع در دست اقدام دارد. سه شركت سازنده این سیستم‌ها را پشتیبانی می‌كنند و اولین نمونه در سال 1993 فروخته شده است.
قبل از كامپیوتری كردن سیستم از یك تابلوی كنترل تركیبی (CCB) استفاده می‌شد كه تمام قسمتهای نمایش و كنترل بر روی آن سوار می‌شد. بعضی از این تابلوها از قسمتهای كنترلی كوچكتر تشكیل می‌شد كه برای تعمیر قابل جابه‌جایی بود و برخی از آنها از تابلوهای ثابت تشكیل می‌شد. در هر دو صورت هزینه طراحی، ساخت وتعمیر و نگهداری آنها بالا بود. درانرژی استرالیا از چهار نمونه CCB استفاده شده بود.
در طرحی كه از RTUهای پراكنده در سیستم استفاده می شود، اگر چه RTUهای اضافی و شبكه ارتباط به همراه آن یك هزینه اضافی است، اما اطلاعات اضافی كه از سیستم به دست می‌آید نظیر عملكرد رله‌ها، خود نظارتی و ثبت خطاها جبران این هزینه اضافی را می‌كند.
در طراحی اتوماسیون پستها قوانین زیر توسط «انرژی استرالیا» به كار گرفته شده است.
سیم‌كشی برای سیستم اتوماسیون بایدحداقل ممكن باشد. یعنی به طور معمول یك RTU ساده و ارزان قیمت درداخل تابلو قرار می‌گیرد و به یك یا دو وسیله یا تابلوی دیگر وصل می شود، یا حداكثر به پنج رله هوشمند محلی متصل به bus وصل می شود.
تعداد صفحه رابط با كاربرد معمولاً دو تا نیست، اما طرح به گونه‌ای است كه صفحه نمایش می‌تواند توسط هر یك از SMUها استفاده شود.
عملیات اتوماسیون برای هر كار عملیاتی مناسب با سطح همان كار انجام می‌شود.
این قوانین ثابت نیستند، اما بر اساس پارامترهای زیر به صورت قابل انعطاف اعمال می شوند:
اهمیت ایستگاه
تجهیزات و امكانات فیزیكی موجود
تكنولوژی قابل دسترسی
یكی از فواید سیستم PMI نسبت به سیستم CCB برای شركت انرژی استرالیا این بود كه هزینه آن كمتر از نصف هزینه یك سیستم مشابه CCB بود. با تركیب برخی وسایل برای PMI یك پشتیبان قرار می‌دهند (چرا كه در صورت خرابی PMI كار عملیاتی برای اپراتور روی تجهیزات كلیدزنی خطرناك خواهد بود). مثلاً از تابلوی mimic به عنوان پشتیبان استفاده می شود.
سیستمهای نمایش PMI معمولاً دوگانه نبوده بلكه منفرد است، چون قابلیت اطمینان آنها بالا است و در ضمن به طور دایم استفاده نمی‌شود و در ساعات غیرضروری خاموش هستند.
ب) شركت «قدرت الكتریكی آمریكا»
قدرت الكتریكی آمریكا (AEP) در كلمبوواهایو تشكیل شده ودر هفت ایالت، با جمعیت حدود هفت میلیون نفر، فعالیت دارد. AEP تا سال 1997 ده سیستم اتوماسیون ایستگاهی نصب شده است.
فواید مشاهده شده در اتوماسیون پستها كه شامل PMI هستند عبارتند از:
كاهش هزینه به خاطر كاهش تجهیزات و فضای ساختمانی
كمتر شدن هزینه طراحی و نگهداری
بیشتر شدن انعطاف و توان عملیات سیستم: آرایش PMI به راحتی می‌تواند به گونه‌ای انتخاب شود كه داده‌های عملیاتی را در فرمتهای مختلف بیان كند یا با دیگر داده‌ها تركیب كند.
تمركز اطلاعات: داده‌های سیستم در یك محل قرار می‌گیرد و استفاده از آنها را برای عملیات ساده می‌كند.
در AEP می‌توان حدود 20% كاهش هزینه در سیستم كنترل و حفاظت یك پست توزیع را نشان داد. بیشترین صرفه‌جویی از حذف تابلوهای كنترل ناشی شده است. از روش مجتمع كردن اتوماسیون سیستم به طور وسیع استفاده شده است تا بسیاری از فاكتورهای هزینه‌ای مانند ساخت و نصب و نگهداری درازمدت سیستم كنترل ایستگاه كاهش داده شود. تقریباً پنج رله هوشمند (بسته به اندازه ایستگاه) نیازهای عملیاتی در یك ایستگاه توزیع را انجام می‌دهند (اندازه‌گیری، اخطارها، حفاظت، كنترل و SCADA). این رله‌ها به وسیله یك شبكه محلی و از طیق Modbus بر پایه پروتكل ارتباطی به یكدیگر وصل هستند.
ایستگاههای كامپیوتری رابطهای اولیه ای تهیه دیده‌اند تا اطلاعات در یك روش معمول وسازماندهی شده بیان شوند. نمایشگرهای رله‌ای پشتیبانی برای سیستم كنترل و نمایش ایستگاه كامپیوتری است. هر قسمت از اطلاعات در دسترس روی ایستگاه PMI در قسمت جلوی یك IED نیز دردسترس است. این روش برای پیدا كردن اطلاعات كمی سخت‌تر است و به اندازه سیستم گرافیكی مورد استقبال نیست.
IED های مورد استفاده قابل برنامه‌ریزی هستند. IED رابط كاربر AEP را به گونه‌ای طراحی كرده است كه اجازه تغییر موقعیت سوئیچهای كنترل را می‌دهد. رابط كنترلی IED به سادگی استفاده از ایستگاه فرعی PMI نیست، اما AEP اعتقاد دارد كه این روش می‌تواند به عنوان یك كنترل پشتیبان در صورت از دست رفتن ایستگاه فرعی PMI عمل كند.
پ) شركت ComEd آمریكا
این شركت چهارمین شركت بزرگ برق در آمریكا است. طرح اتوماسیون پستها تنها روی دو پست جدید اجرا شده و برای بعضی پستها در دست انجام است. در این شركت یك پروژه جدید به منظور جمع‌آوری داده‌های بادقت بالا (جهت حفاظت و تحلیل جریان خطا) تعریف شده است. اگرچه (به عنوان قسمتی از شبكه WAN) كارهای نظارت و كنترل از طریق مركز كنترل انجام می‌شود اما حفاظت سیستم به پروژه اتوماسیون واگذار نشده است.
ComEd كنترلهای محلی تجهیزات را برنداشته و آنها در زمان خرابی سیستم اتوماسیون پست به عنوان پشتیبان عمل می‌كنند. رابط WAN برای ComEd كاربرد اصلی را دارد. این شبكه اجازه می‌دهد تا هر یك از محل‌های كامپیوتری بتواند اطلاعات خود را بامحل دیگر مبادله كند و در نتیجه امكان كاربرد اتوماسیون توزیع را فراهم كند. همچنین این مساله در سطوح بالاتر باعث مجتمع‌تر شدن بین اپراتور محلی و مركزی می‌شود.
اخیراً یك آزمایشگاه كاری ایجاد شده است تا تغییرات نرم‌افزاری قبل از نصب آن روی ایستگاه كامپیوتری، آزمایش شود.
لزوم نگاهی جدید به طراحی شبكه زمین در پستهای فشار قوی

بروز اتصال كوتاه در سیستمهای قدرت به علت وجود اضافه ولتاژهای موقت و گذرا و همچنین آسیب‌ دیدن برخی تجهیزات پیشامدی عادی است. بهنگام وقوع خطای فاز به زمین، ولتاژ فازهای سالم نسبت به زمین و بدنه تجهیزات به مقدار قابل توجهی افزایش می‌یابد. زمین كردن موثر نقاط نوترال در سیستم قدرت باعث كاهش این اضافه ولتاژها می‌شود.
در اثر بروز خطای اتصال كوتاه فاز و یا فازها به زمین، جریان زیادی به زمین داخل می‌شود و باعث به وجود آمدن گرادیان پتانسیل سطحی بزرگی در محوطه پست می‌شودو ممكن است كاركنان را در معرض شوك ناشی از ولتاژ گام یا تماس قرار دهد.
وجود شبكه زمین با فاصله مناسب بین هادیهای آن باعث كاهش گرادیان پتانسیل سطحی خواهد شد. از مهمترین پارامترهایی كه در طراحی شبكه‌های زمین‌ مدنظر است می توان به ولتاژ حلقه (مش)، ولتاژ گام، ولتاژ تماس و مقاومت شبكه زمین اشاره كرد كه با طراحی شبكه زمین مناسب این پارامترها تا حد مجاز پایین می‌آیند.
از سالها پیش تعیین دقیق ولتاژهای تماس و گام تحت بررسیهای محققان قرار داشته‌ است و روشهای مختلفی جهت محاسبه ارایه شده است. در حال حاضر در صنعت‌برق كشور طراحی شبكه‌های زمین عمدتاً بر اساس استانداردهای IEEE 80 انجام می‌پذیرد.
با توجه به مقالات و استانداردهای ارایه شده، بحث طراحی شبكه زمین از دو دیدگاه حالت ماندگار و رفتار شبكه زمین در حالت گذرا دارای اهمیت است كه در ادامه به لزوم ارزیابی و مطالعات دقیق رفتار شبكه زمین در دو حالت ماندگار وگذرا پرداخته می‌شود.
طراحی شبكه زمین در حالت ماندگار

در ادامه به برخی از مشكلاتی كه طراحان شبكه قدرت در بخش طراحی شبكه زمین مناسب در حالت ماندگار، با آن مواجه بوده و استانداردهای موجود قادر به پاسخگویی آن نیستند اشاره می‌شود:
1- مشخصات شبكه زمین
استانداردهای موجود، محدودیتها و فرضیات متعددی در طراحی شبكه زمین استفاده می‌كنند كه این مساله، باعث می‌شود كه از طرفی دقت محاسبات به اندازه كافی نباشد و از طرف دیگر دامنه كاربرد این فرمولها در طراحی شبكه‌های زمین بسیار محدود شود. استاندارد IEEE 80 برای طراحی شبكه زمین پست از روابط و فرمولهایی استفاده می‌كند كه استفاده از آنها در صورت رعایت محدودیتهای زیر دارای دقت مناسبی است.
مطابق بخش (8-14) استاندارد
IEEE 80-60، محدودیتهای این استاندارد برای طراحی شبكه زمین مناسب و ایمن به قرار زیر است:
الف- 1- عمق دفن شبكه زمین (h):
الف- 2- فاصله بین هادی‌های موازی در شبكه زمین (D):
الف- 3- تعداد هادیهای موازی در طول و عرض (n):
چنانچه به ناچار یكی ازشرایط فوق نقض شود از دقت محاسبات كاسته می‌شود.
مطابق بخش (2-5-16) از استاندارد IEEE80-2000 عمق دفن شبكه زمین در محدوده ذكر شده در استاندارد IEEE80-86 كماكان جزء محدودیتها است.
به طور كلی به دلیل وجود محدودیتها و همچنین پارامترهای غیرقابل محاسبه، استانداردها و از جمله استاندارد IEEE80، با در نظر گرفتن حداكثر ملاحظات و بالاتر از حد طراحی (overdesign) روابط وضوابط خود را ارایه می‌كند.
2- میله‌های زمین
تعداد و محل نصب میله‌های زمین (Rod) برایكاهش ولتاژهای گام و تماس در محاسبه و طراحی شبكه‌های زمین از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است. ولی استانداردهای IEEE در این مورد دارای محدودیت بوده و نه تنها تاثیر میله‌های زمین با یك ضریب تقریبی (تصحیح) در محاسبات مربوط دخالت داده می‌شود بلكه تاثیر محل نصب میله‌های زمین در این استانداردها به هیچ صورت در نظر گرفته نمی‌شود.
3- لزوم طراحی شبكه زمین با اشكال مختلف
با توجه به اشكال متفاوت و نامتقارن سطح پست، برای رسیدن به یك شبكه زمین ایمن لازم است كه محاسبات شبكه زمین با ابعاد و شكلهای متفاوت و نامتقارن انجام پذیرد در حالی كه استانداردهای موجود اشكال خاصی از شبكه زمین (مربع، مستطیل و L شكل (استانداردIEEE 80-2000 )را محاسبه وطراحی می‌كند.
4- لزوم تحلیل شبكه زمین در خاك دولایه
بطور كلی در عمل نمی‌توان خاك را یكنواخت (تك لایه) در نظر گرفت، بلكه حداقل باید آنرا دولایه فرض كرده و تجزیه و تحلیل رفتار شبكه زمین را در آن انجام داد. با بكارگیری ضرایب (ضرایب تصحیح) استاندارد و روش استاندارد IEEE 80 می‌توان طراحی شبكه زمین در خاك دو لایه (بخش (3-12) استاندارد IEEE 80-86 و بخش (3-14) استاندارد IEEE 80-2000) را بطور تقریبی انجام داد، ولی برای ارایه روش دقیق، باید از معادلات الكترومغناطیسی و بحث تئوری تصویر استفاده كرد.
5- پروفیل ولتاژ در سطح پست
برای دسترسی آسانتر به طرح مطلوب و ایمن سیستم زمین، محاسبه و رسم پروفیل ولتاژ (شكل) در سطح پست ضروری است كه این ویژگی تنها می‌تواند با استفاده از روشهای دقیق الكترومغناطیسی بدست آید.
6- در نظر گرفتن چاه زمین بهمراه شبكه زمین
گاهی ممكن است بدلیل محدودیتهای فضای سطح پست، امكان دستیابی به طرح شبكه زمین ایمن، با افزایش میله‌های زمین (Rod) و هادیهای شبكه زمین وجود نداشته باشد. در این حالت می‌توان از وجود چاه زمین در كنار شبكه زمین برای دسترسی به سیستم زمین استفاده كرد. لازم بذكر است كه استانداردهای IEEE قادر به بررسی شبكه زمین به همراه چاه زمین نیستند، در حالیكه این نوع طرح سیستم زمین می‌تواند توسط روش مبتنی بر معادلات الكترومغناطیسی (روش دقیق) پیاده‌سازی شود.
7- طراحی پستهای كوچك
با توجه به محدودیت سطوح برخی از پستها (GIS) در مناطق متراكم شهری، ابعاد شبكه زمین نمی‌تواند از یك میزان خاصی تجاوز كند لذا با توجه به بالا بودن جریان اتصال كوتاه و همچنین با توجه به اینكه افزایش تعداد میله‌های زمین (Rod) از یك تعداد بخصوصی نمی‌تواند كاهش قابل ملاحظه‌ای در ولتاژهای تماس و گام ایجاد كند، با روشهای معمول طراح پست ممكن است نتواند به شبكه زمین ایمنی دسترسی پیدا كند. استانداردهای موجود در این موارد هیچ راه و روش تحلیلی در اختیار طراحان قرار نمی‌دهند. یكی از روشهای مناسب در این حالت طراحی شبكه زمین در دو عمق متفاوت است كه محاسبات در این نوع طراحی (نصب دو شبكه زمین در عمقهای متفاوت) نیاز به یك روش تحلیلی مبتنی بر معادلات الكترومغناطیسی داشته كه استانداردهای ارایه شده نمی‌تواند جوابگو باشند.
8- طراحی شبكه زمین در نیروگاههای آبی
با توجه به لایه‌بندی عمودی و افقی محیط در برگیرنده شبكه زمین در نیروگاههای آبی (بتن در سد و آب در دریاچه پشت سد)، مساله طراحی شبكه زمین متفاوت با روشهایی است كه توسط استانداردها ارایه شده است. در این حالت برای دسترسی به شبكه زمین باید از روشهای تحلیلی مبتنی بر معادلات الكترومغناطیسی استفاده شود در حالی كه در این باره، استانداردهای موجود راه حلی را پیشنهاد نكرده‌اند.
ب- تحلیل شبكه زمین در حالت گذرا
علاوه بر مشكلات مربوط به حالت ماندگار در طراحی شبكه زمین ایمن، تجزیه و تحلیل رفتار گذرای شبكه زمین در برابر امواج گذرای جریان ناشی از برخورد صاعقه و ایجاد اتصال كوتاه به زمین از اهمیت بالایی برخوردار بوده و از مسائلی است كه هیچ استانداردی در این باره ارایه نشده است.
برخورد صاعقه به یك خط انتقال سیستم قدرت و یا پستهای الكتریكی و همچنین ایجاد اتصال كوتاه تكفاز و یا دو فاز بهم و به زمین، باعث جاری شدن جریانهای بزرگی در پست و تجهیزات آن می‌شود. قبل از آنكه این جریان وارد شبكه زمین شده ودر خاك توزیع شود میدانهای الكترومغناطیسی كه در اثر عبور این جریانها تولید می‌شود منجر به القاء ولتاژ و جریان بزرگی می‌شود كه ممكن است به تجهیزات الكترونیكی و میكروپروسسوری حساس آسیب‌ جدی وارد كند و همچنین ممكن است باعث ایجاد خطراتی برای كاركنانی كه در مجاورت تجهیزات پست كار می‌كنند، شود.
یكی از مشكلات دیگر میدانهای ناخواسته، ایجاد خطای اندازه‌گیری در تجهیزات اندازه‌گیری (پستها) است. همچنین با توجه به وجودطیف فركانسی بالا در شكل موجهای جریان ناشی از صاعقه و اتصال كوتاه در شبكه قدرت اثرات امواج ضربه فركانس بالا را می‌توان در دسته‌های زیر بیان كرد:
- ایمنی افراد

بدن انسان می‌تواند جریانهای الكتریكی بالاتری را در فركانسهای بالا تحمل كند. بنابراین ولتاژهای گام و تماس مجاز وابسته به فركانسهای بالای شكل موج جریان ضربه‌ای مربوطه بوده و می‌تواند مقادیر بالاتری داشته باشد. از طرفی حداكثر ولتاژهای گذرا (TV) و افزایش پتانسیل زمین‌ گذرا (TGPR) نیز در محوطه پست بالا بوده و در نتیجه چنانچه از سیستم زمین مناسبی استفاده نشود ایمنی افراد را به مخاطره می‌اندازد. شكل زیرنمونه‌ای از ولتاژ گذرای ایجاد شده با تزریق جریان صاعقه را نشان می‌دهد:
- سطح عایقی

جاری شدن جریان فركانس بالای ناشی از برخورد صاعقه یا ایجاد اتصال كوتاه از طریق نقطه خنثای شبكه باعث ایجاد افزایش ولتاژ گذرای بالایی می‌شود. این مساله می‌تواند در تعیین سطح عایقی مناسب كابلها و تجهیزات الكتریكی موثر باشد و با طراحی شبكه زمین مناسب و محاسبه حداكثر افزایش ولتاژ می‌توان سطح عایقی مناسب را محاسبه كرد.
- اعوجاج در امواج ولتاژ و جریان

ایجاد حالت گذرا در شبكه قدرت باعث ظاهر شدن هارمونیكهای بالا در شكل موج ولتاژ و جریان فازهای شبكه شده و در نتیجه بر عملكرد رله‌های حفاظتی دیجیتال تاثیر منفی می‌گذارد. لذا با نصب مناسب شبكه زمین مناسب و تحلیل رفتار گذرای آن می‌توان راهكارهای مناسبی در جهت بهبود عملكرد رله‌های حفاظتی اتخاذ كرد.
- تغییر در میدانهای الكترومغناطیسی

میدانهای الكترومغناطیسی در فضای پست وابسته به فركانس بالای جریان عبوری از شبكه زمین است. میدانهای الكترومغناطیسی نامطلوب القاء شده بوسیله جریانهای ناشی از صاعقه و اتصال كوتاه باعث ایجاد خطاهای اندازه‌گیری و یا خسارت تجهیزات الكتریكی حساس می‌شود. بنابراین سیستم زمین به ترتیبی باید طراحی شود كه مقادیر میدانهای الكترومغناطیسی از حدود قابل قبول تجاوز نكند.
با توجه به مطالب ارایه شده، برای محاسبه میدانهای الكترومغناطیسی در محیط و فضای پست، باید رفتار سیستم زمین در برابر جریانهای فركانس بالا (گذرا) تعیین شود. نیجتا با توجه به مطالب ارایه شده لزوم بررسی دقیق طراحی شبكه زمین در دو حوزه ماندگار و گذرا را می‌توان در موارد زیر بیان كرد:
- لزوم به كارگیری روشهای دقیق مبتنی بر مطالعات الكترومغناطیسی در حالت ماندگار كه فارغ از محدودیتهای موجود و همچنین تقریبهای اضافی در استانداردهای IEEE-80 باشد.
- لزوم توجه به رفتار سیستمهای زمین در حالتهای گذرا و طراحی مناسب آنها به منظور جلوگیری از بروز خسارات مادی و نقض ایمنی افراد
- لزوم بررسی تاثیر‌پذیری عملكرد تجهیزات میكروپروسسوری (از جمله رله‌ها) از رفتار سیستم‌های زمین در رژیم گذرا
حفاظت تجهیزات پست به وسیله برقگیر

از وسایل حفاظتی محدود كننده ضربه برای حفاظت تجهیزات سیستمهای قدرت در برابر اضافه ولتاژها استفاده می شود یك وسیله حفاظتی محدود كننده ضربه باید اضافه ولتاژهای گزرا یا اضافه ولتاژهای كه باعث تخریب تجهیزات شبكه می شوند را محدود و به زمین هدایت كنند و بتواند این كار را بدون اینكه آسیبی ببیند به دفعات تكرار كند. برقگیرها نسبت به سایر وسایل حفاظتی بهترین حفاظت را انجام می دهند و بیشترین مقدار حذف امواج گذرا را فراهم می كند. برقیگرها به صورت موازی با وسیله تحت حفاظت یا بین فاز و زمین قرار می گیرند انرژی موج اضافه ولتاژ به وسیله برقگیر به زمین منتقل می شوند.
یك برقگیر خوب باید دارای مشخصات زیر باشد:
1-در ولتاژ نامی شبكه،به منظور كاهش تلفات دارای امپدانس بینهایت باشد.2-در اضافه ولتاژ به منظور محدود سازی سطح ولتاژ دارای امپدانس كم باشد.3-توانایی دفع یا ذخیره انرژی موج اضافه ولتاژ را بدون اینكه خود صرفه ببیند داشته باشد.4-پس از حذف عبور اضافه ولتاژ بتواند به شرایط مدار (حالت كار عادی) برگردد.
انواع برق گیرها:

1-برق گیر میله ای
2-برق گیر لوله ای
3- برق گیر سیلیكون كارباید (SIC)
4- برق گیر نوع اكسید فلزی (MOV)
معایب برقگیر میله ای:

1-تداوم عبور جریان به زمین حتی پس از حذف اضافه ولتاژ
2- افت شدید ولتاژ فاز به خاطر اتصال كوتاه شدن فاز در لحظه عبور جریان از برقگیر
3-دارای تاخیر زمانی متناسب با اضافه ولتاژ
4-پراكندگی زیاد ولتاژ جرقه
پارامترهای مهم برای انتخاب برقگیر مناسب جهت حفاظت عایقی:

1-ماكزیمم ولتاژ كار دائم (MCOV)
2-ولتاژ نامی (Ur)
3-جریان تخلیه نامی (8.20µsec)
4-ماكزیمم جریان ضربه قابل تحمل (4.10µsec)
5-قابلیت تحمل جذب انرژی W
عوامل مهم در آسیب دیدگی برقگیرها:

1-نفوذ رطوبت و آلودگی
2-اضافه ولتاژهای گزرا و موقتی
3-عدم انطباق شرایط بهره برداری با مشخصه برقگیر (طرحی غلط)
4-عوامل ناشناخته
مزایای برقگیر نوع اكسید فلزی (MOV)

1-كارایی بهتر نسبت به سایر برقگیرها
2-پراكندگی كم ولتاژ پسماند همچنین دارای ولتاژ پسماند خیلی كم
3-دارای تاخیر زمانی خیلی كم
4-برگشت طبیعی به وضعیت اولیه یا مدار باز
5-دارای مشخصه ولت-جریان خطی تر از برقگیر SIC
6-دارای سطح حفاظتی خوب

صفحات جانبی

نظرسنجی

    لطفاً نظرات خود را درمورد وبلاگ با اینجانب در میان بگذارید.(iman.sariri@yahoo.com)نتایج تاکنون15000مفید و 125غیرمفید. با سپاس


  • آخرین پستها

آمار وبلاگ

  • کل بازدید :
  • تعداد نویسندگان :
  • تعداد کل پست ها :
  • آخرین بازدید :
  • آخرین بروز رسانی :