Trafo Merkezi Kontrol Sistemi
Trafo merkezi kontrol sistemi, elektrik trafo merkezlerini verimli ve güvenilir bir şekilde izlemek, kontrol etmek, korumak ve yönetmek için tasarlanmış karmaşık bir donanım ve yazılım bileşenleri ağıdır.
Bir trafo merkezi kontrol sisteminin ana bileşenlerine ve işlevlerine genel bir bakış:
Akıllı Elektronik Cihazlar (IED'ler): Koruyucu röleler, sayaçlar ve sensörler dahil olmak üzere bu cihazlar, gerilim, akım, güç ve sıcaklık gibi parametreleri izlemek için trafo merkezinin her yerine kurulur. IED'ler kontrol sistemiyle iletişim kurar ve izleme ve kontrol amacıyla gerçek zamanlı veriler sağlar.
Denetleyici Kontrol ve Veri Toplama (SCADA) Sistemi: SCADA sistemi, trafo merkezi için merkezi kontrol merkezi görevi görür. IED'lerden ve diğer cihazlardan veri toplar, bunu grafik kullanıcı arayüzleri aracılığıyla operatörlere görüntüler ve operatörlerin devre kesiciler, anahtarlar ve transformatörler gibi ekipmanları uzaktan kontrol etmesine olanak tanır.
Haberleşme Altyapısı: Trafo merkezindeki cihazlar arasında ve harici kontrol merkezlerine veri aktarımı için güçlü bir iletişim ağı şarttır. Güvenilir iletişimi sağlamak için IEC 61850, Modbus, DNP3 ve Ethernet gibi iletişim protokolleri yaygın olarak kullanılır.
Kontrol ve Koruma Ekipmanı: Trafo merkezi içindeki elektrik akışını kontrol eden ve ekipmanı aşırı yüklerden, arızalardan ve diğer anormal koşullardan koruyan devre kesiciler, anahtarlar, transformatörler ve kapasitör bankları gibi cihazları içerir. Kontrol ve koruma şemaları, mantık denetleyicileri ve röle cihazları kullanılarak uygulanır.
İnsan-Makine Arayüzü (HMI): HMI, operatörlere trafo merkezinin durumunu izlemek, alarmları ve olayları görüntülemek ve ekipmanı kontrol etmek için kullanıcı dostu bir arayüz sağlar. HMI'lar web tabanlı arayüzler, masaüstü uygulamaları veya kontrol odasına kurulan dokunmatik ekran panelleri olabilir.
Otomasyon Mantığı ve Kontrol Algoritmaları: Otomasyon mantığı ve kontrol algoritmaları, trafo merkezi içindeki anahtarlama işlemleri, arıza tespiti ve yük yönetimi gibi çeşitli işlevleri otomatikleştirmek için programlanabilir mantık denetleyicilerinde (PLC'ler) veya IED'ler içerisinde uygulanır.
Veri Analizi ve Raporlama: Trafo merkezinden toplanan veriler, eğilimleri belirlemek, sorunları teşhis etmek ve performansı optimize etmek için analiz edilebilir. Raporlama araçları, operatörlere ve yönetime trafo merkezinin işletimi ve durumu hakkında bilgi sağlar.
Siber Güvenlik Önlemleri: Trafo merkezi cihazlarının artan bağlanabilirliğiyle birlikte, siber tehditlere karşı koruma sağlamak ve kritik altyapının bütünlüğünü ve kullanılabilirliğini sağlamak için siber güvenlik önlemleri hayati önem taşımaktadır. Buna güvenlik duvarları, izinsiz giriş tespit sistemleri, şifreleme protokolleri ve erişim kontrol mekanizmaları dahildir
Bir trafo merkezi kontrol sistemi, bu bileşenleri ve işlevleri entegre ederek elektrik enerjisi dağıtımının güvenilirliğini, verimliliğini ve güvenliğini artırır, işletme maliyetlerini azaltır ve kamu hizmetlerinin varlıklarını daha iyi yönetmesine olanak tanır.
Bir trafo merkezi kontrol sistemi oluşturmak için yukarıda açıklanan çeşitli elemanların bir tür topoloji halinde birleştirilmesi gerekir.
Donanım Topolojileri
Yaygın olarak kullanılan üç ana donanım topolojisi aşağıdaki gibi tanımlanabilir:
1| HMI Tabanlı Topoloji
Bu, Şekil 1 formunu alır. Trafo merkezi kontrol ve otomasyon fonksiyonlarını uygulayan yazılım, HMI bilgisayarında bulunur ve bunun bir veya daha fazla iletişim protokolünü kullanan IED'lere doğrudan bağlantıları vardır.
Uzak bir SCADA sistemine bağlantı normalde HMI bilgisayarında da sağlanır, ancak özellikle SCADA sistemine özel bir iletişim protokolü kullanılıyorsa, bazı işlemci gereksinimlerinin HMI bilgisayarından yükünü boşaltmak için ayrı bir arayüz ünitesi sağlanabilir.
"Bu topoloji için, eğer çok sayıda IED yerleştirilecekse, güçlü bir HMI bilgisayarı açıkça gereklidir."
Uygulamada, maliyetler genellikle standart bir PC'nin kullanılmasını gerektirir ve dolayısıyla bağlanabilecek IED sayısında ortaya çıkan bir sınır nedeniyle uygulanabileceği trafo merkezi boyutunda sınırlamalar olacaktır.
"Diğer önemli konu ise güvenilirlik ve kullanılabilirliktir; trafo merkezini kontrol edebilecek tek bir bilgisayar vardır ve bu nedenle bilgisayar herhangi bir nedenle arızalanırsa yalnızca yerel manuel kontrol mümkün olacaktır."
Bu nedenle böyle bir topoloji, yalnızca bilgisayar arızasının sonuçlarının (çözüm için bir tamir ekibinin ziyaretini gerektiren) kabul edilebilir olduğu küçük OG trafo merkezleri için uygundur. Bölme Modülleri kullanılmaz; her bir trafo bölmesinin kontrolü ve kilitlenmesine yönelik yazılım, HMI bilgisayar yazılımının bir parçası olarak çalışır.
2| RTU Tabanlı Topoloji
Bu topoloji, HMI topolojisinin geliştirilmiş halidir ve Şekil 2'de gösterilmektedir. Otomasyon yazılımını barındırmak için mikroişlemci tabanlı bir RTU kullanılır ve HMI bilgisayarını yalnızca operatör arayüzü görevleri için serbest bırakır.
Bu nedenle HMI bilgisayarı daha az güçlü olabilir ve genellikle standart bir bilgisayar biçimini alır veya normalde insan bulunmayan trafo merkezleri için ziyaret personeli taşınabilir bir bilgisayar kullanabilir.
RTU amaca yönelik olarak tasarlanmıştır ve bir veya daha fazla güçlü mikroişlemciyi barındırabilir. HMI topolojisinde olduğundan daha fazla sayıda G/Ç noktası barındırılabilirken, IED'ler ve uzak SCADA bağlantısı için daha geniş çeşitlilikte iletişim protokollerini barındırma olanağı mevcuttur.
Bölme Modülleri gerekli değildir; kilitleme ve kontrol dizileri için ilgili yazılım RTU yazılımının bir parçasıdır.
MOSCAD Uzak Terminal Birimi (RTU), gelişmiş Denetleyici Kontrol ve Veri Toplama (SCADA) sistemlerinde çalışmak için gereken zekaya sahip bir veri toplama ve işleme birimi sağlar. İki yönlü telsiz, dijital mikrodalga radyo, Ethernet ve kablolu hatlar aracılığıyla iletişim desteklenir
3| Merkezi Olmayan Topoloji
Bu topoloji, Şekil 3'te gösterilmektedir. Burada, trafo merkezinin her bir bölmesi, kontrol ve kilitleme yazılımını barındıran, bölmenin kontrolü ve korumasının bir parçası olarak gerekli olan çeşitli IED'lere arayüz oluşturan bir Bölme Modülü tarafından kontrol edilir ve bir Bölme Modülü tarafından kontrol edilir. HMI'ya bir arayüz sağlar.
Devreye alma/test etme ve arıza bulma amacıyla ayrı bir bölmenin yerel kontrolünü almak için bir HMI bilgisayarı kullanmak mümkündür.
Çeşitli trafo merkezi G/Ç noktalarından gelen veri miktarı, ayrı bir SCADA arayüz ünitesinin (genellikle RTU veya Ağ Geçidi olarak adlandırılır) sağlanmasını zorunlu kılarken birden fazla HMI bilgisayarına sahip olmak mümkündür; birincil bilgisayar operasyonlara ve diğerleri mühendislik kullanımına ayrılmıştır.
İsteğe bağlı olarak, uzak bir HMI bilgisayarı ayrı bir bağlantı aracılığıyla kullanıma sunulabilir. Bu tür planlarda, gerçek zamanlı operasyon fonksiyonunun, zaman açısından aynı öneme sahip olmayan mühendislik görevlerinden ayrılması her zaman arzu edilir.
Çeşitli Bölme Modülleri ile HMI bilgisayarı arasındaki bağlantı oldukça ilgi çekicidir.
En basiti Şekil 4(a)'daki yıldız düzenidir. Bu en düşük maliyetli çözümdür ancak iki dezavantajı vardır. İlk olarak, bağlantıdaki bir kopukluk, etkilenen bölmenin uzaktan kontrolünün kaybedilmesine yol açacaktır; bu durumda yalnızca bölmeye bağlı yerel bir HMI bilgisayarı aracılığıyla yerel kontrol mümkündür.
İkinci olarak, HMI bilgisayarında mevcut olan iletişim portlarının sayısı Bay Modüllerinin sayısını sınırlayacaktır.
Elbette bağlantıları çoğaltarak ve bağlantıları fiziksel olarak ayrı rotalarda çalıştırarak ilk sorunun üstesinden gelmek mümkündür. Ancak bu, G/Ç bağlantı noktası sorununu daha da kötüleştirirken, kablo yolu çeşitliliğinin sağlanmasında ek tasarım çabası gerekir.
Bir alternatif, Bay Modüllerini, HMI bilgisayarını ve SCADA ağ geçidini Şekil 4(b)'de gösterildiği gibi bir halkaya bağlamaktır.
LAN ağında bulunana benzer bir iletişim mimarisi kullanarak her cihaz, herhangi bir mesaj çakışması olmadan halkadaki diğer herhangi bir cihazla konuşabilir. Ringde tek bir kırılma herhangi bir tesisin kaybıyla sonuçlanmaz.
Halka kırılmasının tespiti ve gerekli yeniden yapılandırma otomatik olarak yapılabilmektedir. Böylece ağın kullanılabilirliği ve hata toleransı artırılır. Cihaz sayısı tek bir zil sınırını aşarsa, HMI bilgisayarından çıkan çoklu ziller kullanılabilir. Retrofit uygulamaları için adım adım kurulum daha kolay olabilir ancak elbette tüm bu avantajların bir de dezavantajı var.
Böyle bir topolojinin maliyeti diğer çözümlerden daha yüksektir; bu nedenle bu topoloji, en yüksek güvenilirliğin ve kullanılabilirliğin gerekli olduğu durumlar için, yani HV ve EHV iletim trafo merkezleri için ayrılmıştır.
Yedeklilik bireysel cihaz seviyesinde de sağlanabilir. Röleler ve diğer IED'ler çoğaltılabilir, ancak başka nedenlerden dolayı gerekmedikçe bu normal olmayacaktır (örneğin, EHV iletim hatlarının çift ana korumalara sahip olması gerekebilir - bu, tam olarak bireysel cihazların çoğaltılması anlamına gelmez - her bir ana korumayı gerektirir). '2 üzerinden 1' esasına göre oy veren iki özdeş röleye sahip olmak).
Operasyonel nedenlerden veya hata toleransı nedeniyle birden fazla operatörün HMI'sına sahip olmak olağan bir durumdur. Sistem bilgisayarı 'etkin durumda bekleme' veya 'çift yedekli' esasına göre kopyalanabilir, veya görevler normal olarak iki veya daha fazla sistem bilgisayarı arasında paylaşılabilir ve her biri bir arıza durumunda diğerlerinden birinin işlevlerini devralma kapasitesine sahiptir.
Büyük bir trafo merkezindeki toplam I/O sayısı artacaktır ve bilgisayar donanımının ve iletişim bağlantılarının, gelen verilerin hızlı bir şekilde işlenmesini sağlamak için yeterli performansa sahip olduğundan emin olunmalıdır.
Bu alandaki aşırı yüklenme aşağıdakilerden bir veya daha fazlasına yol açabilir:
Bir olaya yanıt olarak sistem durum diyagramlarının/olay günlüğünün/alarm günlüğünün güncellenmesinde aşırı gecikme
Sistem veri tabanının bozulması, böylece operatöre sunulan bilgilerin gerçek elektrik sisteminin durumunun doğru bir temsili olmaması
Sistem kilitleme
TM 1703 I/O'lu TG5700 RTU uygulamaları Durum Tabanlı İzleme, Trafo İzleme ve yerel Bölme Kontrol Ünitesini kapsar
Bölme seviyesindeki G/Ç, hem dijital hem de analog genellikle akıllı röleler veya özel IED'ler tarafından yönetileceğinden, bu cihazların yeterli G/Ç kapasitesine sahip olmasını sağlamak önemlidir. Yalnızca yeterli I/O kapasitesinin sağlanması için ek IED'lerin sağlanması gerekiyorsa maliyet ve alan gereksinimleri artacaktır.
Ayrıca gerekli iletişim bağlantılarının sayısı da artacaktır.
Sistem yanıt sürelerine ilişkin pratik bir spesifikasyon Tablo 1'de verilmektedir. Tablo 2, bir trafo merkezi otomasyon sisteminin maksimum I/O kapasitelerine ilişkin tipik bir spesifikasyonu vermektedir.
Tablo 1 – Bir trafo merkezi otomasyon planı için pratik sistem yanıt süreleri
Sinyal Türü | HMI'ya/HMI'dan Yanıt Süresi |
Dijital Girdi | 1s |
Analog Girdi | 1s |
Dijital Çıktı | 0.75s |
Bozulma Kayıt Dosyası | 3s |
Tablo 2 – Bir trafo merkezi otomasyon sistemi için tipik G/Ç kapasiteleri
G/Ç Türü | Kapasite |
Dijital Girdi | 8196 |
Dijital Çıktı | 2048 |
Analog Girdi | 2048 |
Analog Çıktı | 512 |
İletişim bağlantılarının uygulanmasında aşılması gereken önemli bir sorun, elektromanyetik girişim olasılığıdır. Çoğu iletişim bağlantısı türünde kullanılan düşük voltaj seviyeleri sonuç olarak parazite açık olabilir.
Riski en aza indirmek için, kullanılan cihazlar ile iletişim veri yolu arasındaki arayüzlerin, optokuplörlerin ve protokol dönüştürücülerin kullanımını içeren dikkatli bir şekilde tasarlanması gerekir.
İletişim kablolarının düzenine de dikkat edilmesi gerekir. Ayrıca, hata tespiti ve/veya düzeltme araçlarını içeren bir iletişim protokolünün kullanılması da yardımcı olabilir. Tüm hataların düzeltilmesi mümkün olmasa da tespit, mesajın yeniden iletilmesini talep etme ve ayrıca sistemin çeşitli yerlerindeki hata oranlarına ilişkin istatistikler toplama olanağı sunar.
İletişim sisteminin bir kısmındaki alışılmadık derecede yüksek hata oranı, inceleme için bakım ekiplerine bildirilebilir.
Referans: | Network Protection and Automation Guide by Alstom |
Format: | |
Boyut: | 24 MB |
Sayfa: | 915 |
İndirme: |