پایان نامه دوره کارشناسی برق ـ قدرت

این پروژه در سایت های دیگر به صورت رایگان وجود دارد اما تمامی آنها با فرمت pdf بوده و قابل ویرایش نمیباشد
اما فایلی که امروز برای شما آماده کرده ایم توسط تایپیست های گرین تایپ شده و با افزودن کم و کاستی های آن بصورت یک پروژه کامل در آمده ، بدون تبلیغات با فرمت word و  قابلیت ویرایش متن با قیمت بسیار اندک ارائه شده است.

فهرست مطالب
فصل اول : کنترل
مقدمه………………………………………………………………………………………………………… ۱
کنترل  فرکانس و ولتاژشبکه………………………………………………………………………….    ۴
وصل فیدرهای قطع شده پس از عادی شدن ولتاژ……………………………………………      ۶
کنترل سیستم………………………………………………………………………………………………   ۷
عوامل قابل اطمینان سیستم قدرت…………………………………………………………………     ۱۰
هماهنگی تولید بار………………………………………………………………………………………   ۱۲
عوامل طراحی موثر قابلیت اطمینان شبکه………………………………………………………       ۱۶
بهره برداری ازتجهیزات هنگام نبودن منابع انرژی……………………………………………       ۱۷
نشان دادن شرایط سیستم و ارتباطات…………………………………………………………….     ۱۹

فصل دوم : رله‌های حفاظتی                                               
رله‌های حفاظتی………………………………………………………………………………………….   ۲۱
کمیتهای عمومی مورداستفاده حفاظت……………………………………………………………      ۲۱
انواع رله هایی که در پست هاوخطوط بکار می روند………………………………………       ۲۳
تاثیراتی که منجر به تحریک رله می شوند……………………………………………………..       ۲۶
رله ها از نظر طرز اتصال به شبکه………………………………………………………………..      ۲۷
مشخصات انتخاب رله………………………………………………………………………………..    ۲۷

فصل سوم : سیستمهای مخابراتی                                         
موارد ضروری جهت ایجاد یک شبکه مخابراتی……………………………………………..       ۲۹
انواع محیط های مخابراتی در شبکه برق کشور………………………………………………       ۲۹
سیستم PLC: ( Power Line Carrier)………………………………………………        ۳۰
سیستم ماکروویو………………………………………………………………………………………..    ۳۲
سیستم انتقال با سیم های فیبر نوری……………………………………………………………..      ۳۴
خطوط اجاره ای (leased line)……………………………………………………………….      ۳۸
مقایسه PLC با فیبر نوری…………………………………………………………………………     ۳۹
کار بردهای مخابراتی………………………………………………………………………………….    ۴۰
فصل چهارم :  سیستم PLC
مقدمه……………………………………………………………………………………………………….   ۴۱
اجزاء یک سیستم PLC عبارتند از……………………………………………………………..      ۴۲
خازن کوپلاژ-  (Coupling Capacitor(CC……………………………………….        ۴۳
لاین تراپ…………………………………………………………………………………………………   ۴۳
نحوه اتصال تله خط به شبکه فشار قوی……………………………………………………….       ۴۸
روشهای کوپلینگ………………………………………………………………………………………    ۵۵
کاربردهای PLC………………………………………………………………………………………    ۵۸
تخصیص فرکانسی در سیستم های PLC…………………………………………………….       ۶۲
تلفات مربوط به دستگاههای PLC……………………………………………………………..      ۶۳
بررسی مزایا و معایب سیستم مخابراتی PLC……………………………………………….       ۶۴

فصل پنجم: دیسپاچینگ
تعریف دقیق مبحث دیسپاچینگ و تعیین تجهیزات مرتبط با آن………………………..        ۶۶
وظایف دیسپاچینگ…………………………………………………………………………………….   ۶۶
ساختار دیسپاچینگ در ایران………………………………………………………………………..     ۶۸
شرح وظایف دیسپاچینگ ها………………………………………………………………………..     ۷۰
مزایای فنی و اقتصادی دیسپاچینگ های فوق توزیع……………………………………….       ۷۶
وظایف و حدود اختیارات اپراتور مرکز کنترل………………………………………………..       ۷۸
روشهای صحیح انجام کار در زمان حادثه………………………………………………………      ۸۱

فصل ششم :  SCADA
مقدمه………………………………………………………………………………………………………..  ۸۳
مفاهیم سیستم…………………………………………………………………………………………….   ۸۴
مبانی و معیارهای طراحی تجهیزات تله‌متری(اسکادا)………………………………………        ۸۵
معماری SCADA……………………………………………………………………………………    ۸۶
ارتباطات……………………………………………………………………………………………………  ۸۶
واسط ها (Interfacing)………………………………………………………………………….    ۸۷
Scabality (قابلیت گسترش)……………………………………………………………………     ۸۷
بررسی روند تغییرات سیستم های اسکادا………………………………………………………       ۸۹
ساختار یک سیستم دیسپاچینگ و تجهیزات آن………………………………………………       ۹۹
تجهیزات فیلد(ایستگاه)……………………………………………………………………………..      ۱۰۰
پایانه راه دور (RTU)………………………………………………………………………………     ۱۰۲
پایانه و فاکتورهای موثر بر آن…………………………………………………………………….       ۱۰۵
نرم افزار پایانه………………………………………………………………………………………….     ۱۰۵
ساختار سخت افزاری پایانه……………………………………………………………………….       ۱۰۷
ساختار پایانه……………………………………………………………………………………………     ۱۰۹
کارت خروجی دیجیتال(DO) …………………………………………………………………       ۱۱۱
مودم و خط مخابراتی……………………………………………………………………………….      ۱۱۳
نقاط ورودی و خروجی تحت پوشش………………………………………………………..        ۱۱۳
امکانات جانبی………………………………………………………………………………………..      ۱۱۴
تغییراتی جهت توسعه پایانه های راه دور در آینده………………………………………. ۱۱۵

فصل هفتم :  سیستم‌های اتوماسیون پست‌های فشار قوی               
مقدمه……………………………………………………………………………………………………..    ۱۱۷
آشنایی سیستم‌های اتوماسیون…………………………………………………………………….       ۱۱۸
سیستم‌های کنترل توزیع شده……………………………………………………………………..       ۱۱۹
تعریف سطح‌ها…………………………………………………………………………………………     ۱۲۰
دست آوردها……………………………………………………………………………………………    ۱۲۱
مدیریت اطلاعات…………………………………………………………………………………….      ۱۲۳
بررسی پست های فعلی واتوماسیون در آنها…………………………………………………        ۱۲۴
حرکت به سمت اتوماسیون پست……………………………………………………………….       ۱۲۵
وظایف……………………………………………………………………………………………………    ۱۳۳
محدودیت‌های سیستم اتوماسیون………………………………………………………………..       ۱۳۷

فصل هشتم :  DCS   Distributed Control Systems))        

مقدمه……………………………………………………………………………………………………..    ۱۴۱
بررسی اجمالی سیستمهای اتوماسیون………………………………………………………….        ۱۴۱
ساختار سیستمDCS………………………………………………………………………………..      ۱۴۲
مسائل و مشکلات موجود و را ه های برون رفت ازآ ن ها……………………………. ۱۴۳
آخرین پیشرفتهای جهانی در رابطه بااتوماسیون…………………………………………….         ۱۴۸
بومی سازی سیستمهای اتوماسیون………………………………………………………………        ۱۴۹
بررسی آزمایشگاه اتوماسیون………………………………………………………………………       ۱۵۱
نتیجه گیری……………………………………………………………………………………………..     ۱۵۳
منابع……………………………………………………………………………………………………….    ۱۵۴

یکی از مهمترین فراسنج های کنترلی شبکه ، فرکانس می باشد که تغییرات آن نمایانگر تغییر در فرایند تولید و مصرف است و به همین مناسبت ازعوامل بسیارمهم دربهره برداری و کنترل وضعیت شبکه می باشد. در بهره برداری شبکه، اطلاعات مربوط به فرکانس شبکه باید بصورت لحظه ای ثبت گردد و این بدان معنی است که حجم وسیعی از این اطلاعات در یک محدوده زمانی باید ثبت و مورد بررسی قرار گیرد. لازم به توضیح است که تغییرات فرکانس بیش از مقدار نامی آن علاوه بر وارد آوردن صدمات به تاسیسات شبکه برق رسانی ، بر وسائل مشترکان برق نیز اثرات زیانباری خواهد داشت همچنین در صورتیکه فرکانس شبکه در حد مطلوب و مجاز کنترل نگردد موجب عدم پایداری و حتی فروپاشی شبکه خواهد شد. در شبکه سراسری برق ایران طبق دستور العمل های ثابت بهره برداری ، تغییرات مجاز فرکانس شبکه بین ۷/۴۹ تا ۳/۵۰ هرتز است . نمونه هایی از عدم کنترل بموقع فرکانس و فروپاشی شبکه به شرح زیر می باشد:
فروپاشی شبکه در ۳۰ اردیبهشت ۱۳۸۱ و همچنین فروپاشی بخش شمالی شبکه در ۱۲ فروردین ۱۳۸۲ که هر دو ناشی از عدم کنترل محلی فرکانس در بخش هایی است که به دلایل مختلف دچار حادثه شده اند .
در شبکه های قدرت در صورتیکه به دلایلی همچون قطع خطوط انتقال و یا خروج خود کار واحد های بزرگ تولیدی ، افت ناگهانی فرکانس اتفاق افتد و موجب کاهش فرکانس از حد مشخصی گردد، رله های قطع بار فعال شده و بخشی از مصرف را قطع می نماید تا تعادل بین تولید و مصرف برقرار گردد. عملکرد رله های اشاره شده زمانی اثر بخش خواهد بود که میزان تغییرات کاهشی فرکانس و ولتاژ در حدی باشد که فرصت لازم ( حداقل ۲۵۰ میلی ثانیه ) را در اختیار رله قرار دهد . زیرا در غیر این صورت رله ها عمل نکرده و فرکانس همچنان کاهش می یابد تا سرانجام فروپاشی حادث شود . عکس العمل سریع در تصحیح فرکانس و ولتاژ شبکه خصوصادر زمان وقوع حادثه ، یکی از عوامل تعیین کننده می باشد . به طور سنتی تصحیح کننده های فرکانس عمدتا نیروگاه های آبی مجهز به گاورنرهای سریع هستند که می توانند کل توان تولیدی خود را در ظرف چند ثانیه به میزان قابل توجه ای تغییر دهند . تنظیم کننده های ولتاژ نیز عمدتا ژنراتورهای سنکرون مجهز به سیستم های AVR می باشند که در کسری از ثانیه وارد عمل می شوند . تنظیم فرکانس شبکه می تواند در هر نقطه از شبکه صورت پذیرد به شرط آنکه امکان انتقال توان در خطوط در شبکه وجود داشته باشد . به عنوان مثال اگر حادثه ای در خراسان باعث کاهش فرکانس شبکه شود واحد های آبی در خوزستان می توانند نسبت به تصحیح فرکانس وارد عمل شوند اما پاره ای از مواقع این امر ممکن است موجب افزایش بار خطوط ” دز اندیمشک ” و یا ” علی آباد  اسفراین ” شود و حتی موجب قطع این خطوط گردد که در این حالت وضعیت شبکه بسیار آسیب پذیر خواهد شد . بنابراین به منظور حفظ پایداری و ایمنی شبکه، کنترل فرکانس و ولتاژ باید به گونه ای انجام پذیرد که قابلیت انجام عملیات کنترلی چه در منطقه و چه در کل شبکه وجود داشته باشد . با توجه به پراکندگی و تنوع نیروگاه ها در تمامی طول شبکه سراسری برق کشور ، قابلیت بالقوه کنترل فرکانس و ولتاژ شبکه بطور همزمان وجود دارد ولی به دلایل مشروحه زیر از آن استفاده درست نمی شود:
درآمد نیروگاه ها بر اساس انرژی تولید است لذا جهت کسب درآمد ، نیروگاه ها همواره سعی در تولید در حد حداکثر ظرفیت عملی خود دارند . حتی در حال حاضر نیز که خریدار برق نیروگاه ها بازار برق می باشد ، نیروگاه ها تلاش دارند که قیمت های پیشنهادی خود را به گونه ای تنظیم نمایند که با حداکثر تولید در مدار باقی بمانند . لذا ذخیره ای جهت کنترل فرکانس موجود نمی باشد و اگر هم چنین ذخیره ای منظور شود هزینه ای بابت آن پرداخت نمی گردد .
با توجه به تغییرات قابلیت تولید و محدویت جریان خروجی ژنراتورها ، معمولا” واحد نیروگاهی نمی تواند همزمان حداکثر تولید توان اکتیو و راکتیو را داشته باشد لذا در صورتیکه بخواهد جهت تامین ولتاژ مورد نیاز به تولید توان راکتیو بپردازد باید از تولید توان اکتیو خود بکاهد و این در حالی است که کاهش توان اکتیو بمعنی کاهش انرژی تولیدی و کاهش درآمد است .

SCADAمقدمه

اسکادا (SCADA ) مخفف کلمات Supervisory Control And Data Acquisition به معنی کنترل سوپروایزری (نظارت مدیریتی) و اخذ داده ها می باشد. همانطور یکه از اسم آن پیداست اسکادا به یک سیستم کنترلی گسترده اشاره دارد. سیستم های اسکادا برای نظارت و یا کنترل پروسس های شیمیایی و یا حمل و نقلی در سیستم هایی نظیر تامین آب شهری، کنترل نیروی برق، انتقال و توزیع آن، لوله های گاز و نفت و بسیاری پروسس های توزیع شده دیگر استفاده می شوند.

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 (در حد چندین کیلومتر) را برعهده دارد. عمده عملیات کنترل سایت عملا به صورت اتوماتیک توسط Remote Terminal Unit )RTU) ویا به وسیله Programmable Logic Controller )PLC) انجام می شود.
توابع کنترلی میزبان معمولا به عبورکردن از سایت پایه یا قابلیت های سطح نظارتی محدود می شوند. 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 و این 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 کاربر اتاق کنترل که از Machine Interface Human    (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 متصل به سیستم است در حالی که یک نقطه نرم نشان دهنده نتیجه منطقی و عملیات 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 سیستم های کنترلی نظیر شرکت ABB خرید ویا اینکه قطعات سخت افزاری و بسته های نرم افزاری را از تولید کننده های مختلف خرید و آنها را سرهم نمود.
مبانی و معیارهای طراحی تجهیزات تله‌متری(اسکادا)

امروزه Wireless Telemetry به‌عنوان ابزاری پرقدرت برای جمع‌آوری و ذخیره‌ی اطلاعات در سراسر دنیا شناخته شده‌اند. این شاخه از مهندسی به‌عنوان ابزار بسیار مهمی جهت مدیریت بر منابع و پیشگویی‌های دقیق و به موقع برای کنترل سیلاب‌ها، خشکسالی‌ها و همچنین برنامه‌ریزی در جهت توسعه‌ی پایدار در چرخه‌ی زندگی مناطق مورد مطالعه ، استفاده می‌گردند. برای انتخاب بهینه‌ی سیستم تله‌متری و کنترل از راه دور، شرایط محیطی و منطقه‌ای و عوامل کلیدی زیر باید مورد نظر قرار گیرند:
– پوشش جغرافیایی منطقه‌های مورد نظر
– مالکیت شبکه و کنترل روند گردش اطلاعات
– سهولت کاربری و نگهداری
– هزینه‌های جاری و سرمایه‌ای درنظر گرفته شده
– پردازش، آنالیز و بایگانی اطلاعات
به‌طور خلاصه در طراحی و ساخت یک شبکه‌ی تله‌متری، عوامل فنی و تجهیزات متعددی دخیل هستند که به صورت فهرست‌وار عبارتند از:
– سنسورهای اندازه‌گیری
– واحد (RTU)Remote Terminal Unit
– تجهیزات ارتباطی مستقر در هر ایستگاه (Communication Devices) و پروتکل مخابراتی آن‌ها
– تجهیزات جمع‌آوری و پردازش اطلاعات در ایستگاه مرکزی (SCADA Center)

SCADAیا Supervisory Control And Data Acquisition از اصول کلی سیستمهای DCS پیروی می کند.گرچه هردو سیستم بر پایه یک هدف بنا شده اند. تفاوتهای عمده ای نیز باهم دارند از جمله این تفاوتها می توان به نوع کاربرد و کارآیی این سیستمها اشاره کرد.سیستم SCADA همانطور که از نام آن پیداست یک سیستم کنترل کامل نیست بلکه جهت ارائه مدیریت نظارت و بررسی برکنترل و جمع آوری اطلاعات طراحی شده و اهداف اولیه و طراحی و تولید آن عبارتند از مونیتورینگ، مدیریت در تصمیم گیری در کنترل و اعلام اخطار و آلارم در مواقع مورد نیاز از طریق یک مرکز واحد می باشد.
هسته اصلی این سیستم بسته های نرم افزاری حرفه ای هستند که برروی سخت افزار ها استاندارد و مشخصی از قبیل PLC ها ویا(RTU)  Remote Terminal Units قرار گرفته اند.