دستورالعمل بهره برداری پستهای فشار قوی ۱ و ۲

وظایف و حدود اختیارات بهره برداری پست

 

متن خلاصه شده این دستورالعمل :

افزایش بهره‌وری و ایمنی در پست‌های فشار قوی: راهنمای جامع اپراتورها

آیا می‌دانید کلید پایداری و عملکرد بی‌وقفه شبکه برق در دستان شماست؟ در دنیای پیچیده سیستم‌های قدرت، اپراتور پست نه تنها یک ناظر، بلکه قلب تپنده عملیات است. با میلیون‌ها ریال سرمایه ملی در دستان شما، شناخت عمیق از وظایف و دستگاه‌ها یک ضرورت است. این راهنمای جامع، شما را با مهم‌ترین جنبه‌های بهره‌برداری ایمن و کارآمد از پست‌های فشار قوی آشنا می‌کند. از آمادگی در شرایط اضطراری تا ثبت دقیق وقایع و شناخت نحوه کدگذاری تجهیزات، هر آنچه یک اپراتور حرفه‌ای نیاز دارد تا عملکردی بی‌نقص ارائه دهد، در اینجا گردآوری شده است.

  مدیریت عملیات و ثبت وقایع در پست‌های فشار قوی

در یک پست فشار قوی، هر عملیات، هر تغییر وضعیت و هر رخداد، باید با دقت ثبت و مدیریت شود. این بخش به تفصیل به وظایف اپراتور در شیفت‌های کاری، نحوه ثبت وقایع و تضمین ایمنی عملیاتی می‌پردازد.

اپراتور پست: ستون فقرات بهره‌برداری

اپراتور تنها نیروی انسانی است که با انجام عملیات و بهره‌برداری از دستگاه‌های تحت کنترل خود، خدماتی حیاتی را ارائه می‌دهد. این خدمات شامل حفظ ایمنی فردی، جلوگیری از آسیب به دستگاه‌ها و اطمینان از عملکرد صحیح تجهیزات است. آشنایی کامل با تمام دستگاه‌های عملیاتی و نحوه کار آن‌ها، یک ضرورت مسلم برای هر اپراتور است. در مواقع اضطراری و شرایط غیرعادی سیستم، اپراتور باید با ورزیدگی و خونسردی کامل، شرایط را به سرعت به حالت عادی بازگرداند. مطالعه مداوم دستورالعمل‌ها، به ویژه برای مواقع بحرانی که فرصتی برای مطالعه مجدد نیست، حیاتی است.

ثبت دقیق: وقایع، حوادث و شرایط بهره‌برداری

ثبت دقیق و فوری تمام امور و وقایع، برای تحلیل‌های آتی و تضمین شفافیت عملیات ضروری است. این اطلاعات باید در فرم‌های مربوطه با تاریخ و زمان دقیق (بر اساس ۲۴ ساعت) وارد شوند. مواردی که باید ثبت شوند عبارتند از:

• تمام دستورات و عملکرد گروه‌های ورودی و خروجی.
• تمام دستورات و پیام‌های مرکز کنترل دیسپاچینگ.
• باز و بسته شدن کلیدها و سکسیونرها با ذکر دلیل.
• دریافت یا صدور تضمین‌های حفاظتی، حفاظت فوری یا کارت‌های خطر.
• هرگونه کار یا موفقیت در نزدیکی یا روی دستگاه‌های برق‌دار (با هماهنگی دیسپاچینگ).
• درخواست‌های انجام نشده.
• هرگونه اختلال یا قطعی در سرویس برق یا کاهش اجباری برق با دلایل مربوط.
• گزارش‌های وضعیت هوا در مناطق مختلف.
• هرگونه عیب و نقص مشاهده شده یا گزارش شده در دستگاه‌ها و وسایل.
• خارج و وارد کردن وسایل از/به مدار جهت تعمیر.
• اشتباهات عملیاتی.
• تعویض نوبت‌کاران مطابق با قوانین.
• بازرسی‌های دوره‌ای ایستگاه.
• وقایع الزامی ثبت بر اساس مقررات.

تعویض شیفت: انتقال مسئولیت با دقت بالا

فرآیند تعویض شیفت، لحظه‌ای حساس برای انتقال اطلاعات حیاتی است:

• اپراتور خروجی: باید گزارشی جامع شامل وضعیت ایستگاه، تضمین‌های حفاظتی، کارت‌های اخطار و موارد لازم تهیه کند. این گزارش باید امضا شده و خلاصه آن در دفتر ثبت روزانه ایستگاه وارد شود. همچنین، او باید شخصاً اپراتور جدید را از موضوعات مهم آگاه کرده و در صورت نیاز، محل‌های مورد نظر را به او نشان دهد.
• اپراتور ورودی: باید گزارش تهیه شده را مطالعه و امضا کند و هر بخش از ایستگاه را که لازم بداند، بازرسی کند.
• تکمیل فرآیند: تعویض شیفت تنها زمانی کامل است که اپراتور جدید، اطلاعات را کافی بداند و آن را امضا کند.
• قوانین عملیاتی: تا قبل از امضای گزارش و تحویل کار، اپراتور جدید نباید هیچ عمل قطع و وصل یا تبادل پیام تلفنی با خارج انجام دهد، مگر با دستور اپراتور شیفت قبلی.
• مسئولیت‌پذیری: اپراتور نباید بدون اطلاع و اجازه مقام مسئول جابجایی در شیفت انجام دهد. در صورت تشخیص عدم آمادگی اپراتور جدید برای انجام امور ایمن، اپراتور قبلی باید از تحویل شیفت خودداری کرده و فوراً مراتب را به مسئول ایستگاه اطلاع دهد.
• همکاری: در صورت لزوم، سایر اپراتورهای حاضر در ایستگاه موظف به کمک به اپراتور شیفت هستند.

  دستورالعمل‌های بهره‌برداری و کدگذاری تجهیزات

این بخش به ساختار سازمانی، مسئولیت‌ها، و نحوه شناسایی و کدگذاری دقیق تجهیزات در شبکه برق می‌پردازد که برای بهره‌برداری ایمن و هماهنگ ضروری است.

دستورالعمل‌های بهره‌برداری: چارچوبی برای عملکرد هماهنگ

با رشد مصرف و توسعه شبکه، دستورالعمل‌های بهره‌برداری به عنوان خط‌مشی اصلی، سیاست‌های اجرایی و چارچوب ارتباطی بین مرکز کنترل، دیسپاچینگ‌ها و پرسنل پست‌ها و نیروگاه‌ها عمل می‌کنند. هرگونه تغییر یا اصلاح این دستورالعمل‌ها به صورت کتبی ابلاغ می‌شود و پرسنل موظفند از مفاد آن‌ها آگاه باشند. در صورت ابهام، می‌توانند از سازمان برق ایران توضیحات تکمیلی را دریافت کنند.

حوزه عملیاتی و تقسیم مسئولیت‌ها در شبکه برق

هدف اصلی این دستورالعمل‌ها، تعیین حوزه عملیاتی و وظایف دیسپاچینگ ملی، مناطق و ایستگاه‌ها، و نحوه ارتباط بین آن‌ها است:

• حوزه عملیاتی دیسپاچینگ ملی: تمامی نیروگاه‌ها، پست‌ها و خطوط ۲۳۰ و ۴۰۰ کیلوولت تحت کنترل مستقیم دیسپاچینگ ملی هستند.
• حوزه عملیاتی دیسپاچینگ مناطق: کنترل عملیات کلیه پست‌ها و خطوط پایین‌تر از ۲۳۰ کیلوولت در هر منطقه، تحت نظارت دیسپاچینگ همان منطقه است.

مسئولیت‌ها و وظایف بخش‌های مختلف:

• مطالعات سیستم و برنامه‌ریزی: پیش‌بینی بار، برنامه‌ریزی اقتصادی تولید، مطالعه محدودیت‌های شبکه، تدوین دستورالعمل‌ها، برنامه‌ریزی تعمیرات و جمع‌آوری آمار بهره‌برداری.
• مرکز کنترل دیسپاچینگ ملی: رهبری عملیات در سیستم بهم‌پیوسته، کنترل فرکانس و ولتاژ شبکه، تصویب نهایی خروجی‌ها، کنترل بار خطوط، بهره‌برداری اقتصادی از منابع تولید، و نظارت بر هماهنگی دیسپاچینگ مناطق.
• مراکز کنترل دیسپاچینگ مناطق: کنترل ولتاژ شبکه تحت پوشش، تصویب خروجی‌ها (با اطلاع دیسپاچینگ ملی)، تهیه گزارش حوادث و قطعی‌ها، و جمع‌آوری اطلاعات فنی منطقه.
• ایستگاه‌ها (پست‌ها و نیروگاه‌ها): تشخیص شرایط بهره‌برداری، اجرای دستورات مرکز کنترل، تنظیم بار اکتیو و راکتیو، گزارش حوادث و مانورها به مرکز کنترل.

ارتباط با مرکز کنترل دیسپاچینگ

نحوه تماس بین بخش‌های مختلف به این صورت است:

• دیسپاچینگ ملی: می‌تواند مستقیماً یا از طریق دیسپاچینگ مناطق با پست‌ها و نیروگاه‌ها تماس بگیرد.
• دیسپاچینگ مناطق: می‌تواند با کلیه پست‌ها و نیروگاه‌های منطقه خود تماس گرفته و دستورات دیسپاچینگ ملی را ابلاغ کند.
• نیروگاه‌ها: برای کسب تکلیف، اعلام وضعیت یا دریافت برنامه‌های خروجی، مستقیماً (یا در صورت عدم ارتباط، از طریق دیسپاچینگ مناطق) با دیسپاچینگ ملی تماس می‌گیرند.
• پست‌های تحت پوشش دیسپاچینگ ملی: از طریق دیسپاچینگ مناطق با دیسپاچینگ ملی تماس می‌گیرند.
• اولویت دستورات: دستورات صادره از دیسپاچینگ ملی بر دستورات دیسپاچینگ‌های مناطق مقدم است.

ثبت آمار و ارقام ایستگاه: کلید بهره‌برداری بهینه

ثبت دقیق آمار و ارقام پست‌های فشار قوی، بخش مهمی از محاسبات بهره‌برداری صحیح و اصولی را تشکیل می‌دهد. اپراتور باید به صورت مدون (هر ساعت) مقادیر بار اکتیو و راکتیو، ولتاژ، جریان ترانسفورماتورهای قدرت، ترانس‌های کمکی، خطوط تغذیه‌کننده و فیدرهای خروجی را ثبت کند. این اطلاعات به موارد زیر کمک می‌کند:

• بالا بردن طول عمر دستگاه‌ها و تجهیزات.
• تامین اطلاعات لازم برای برنامه‌ریزی واحدهای تعمیراتی.
• اطمینان از بهترین راندمان و اقتصادی‌ترین شرایط کار.
• حفظ ایمن‌ترین وضعیت برق‌رسانی بدون وقفه.

اطلاعاتی که در فرم‌های آماری ۲۴ ساعته ثبت می‌شوند شامل:

• وضعیت خطوط تغذیه‌کننده (ورودی): ولتاژ، آمپر هر سه فاز، بار اکتیو (MW) و بار راکتیو (Mvar).
• وضعیت ترانسفورماتورها (قدرت، کمکی و زمین): ولتاژ و جریان خروجی، بار اکتیو و راکتیو، وضعیت تپ‌چنجر، شماره کنتور و تپ، دمای روغن و سیم‌پیچ‌ها.
• وضعیت فیدرهای خروجی: ولتاژ و جریان هر سه فاز، بار اکتیو و راکتیو.
• وضعیت سیستم جریان DC: ولتاژ شارژر باتری و ولتاژ تغذیه کمکی DC.
• هوای فشرده: فشار کم و زیاد.
• دیزل اضطراری: ولتاژ خروجی، جریان، فرکانس و فشار روغن دیزل.

  اصول ترانسفورماتورها و کدگذاری تجهیزات در شبکه برق

این بخش به توضیح چرایی استفاده از ترانسفورماتورها، انواع تپ‌چنجرها و نحوه کدگذاری استاندارد تجهیزات در نقشه‌های شبکه برق می‌پردازد که برای هر متخصص برق ضروری است.

ترانسفورماتور (مبدل): توجیهی برای افزایش و کاهش ولتاژ

ترانسفورماتورها برای افزایش و کاهش فشار الکتریکی استفاده می‌شوند. این فرآیند حیاتی است زیرا:

• انتقال اقتصادی انرژی: برای انتقال توان بالا در فواصل طولانی با ولتاژ پایین، به سیم‌های با مقطع بسیار زیاد و پرهزینه نیاز است. با افزایش ولتاژ، جریان کاهش می‌یابد و می‌توان از سیم‌های با مقطع کوچکتر و اقتصادی‌تر استفاده کرد.
• ولتاژهای استاندارد در ایران: در ایران، ولتاژهای استاندارد شامل ۲۲۰/۳۸۰ ولت، ۶.۶ کیلوولت، ۱۱ کیلوولت، ۲۰ کیلوولت، ۳۳ کیلوولت، ۶۳ کیلوولت، ۱۳۲ کیلوولت، ۲۳۰ کیلوولت و ۴۰۰ کیلوولت هستند. ولتاژهای ۶۳ کیلوولت و بالاتر در حوزه عملیاتی شرکت توانیر قرار دارند.

تپ‌چنجر: تنظیم کننده ولتاژ زیر بار و خارج از بار

تپ‌چنجرها دستگاه‌هایی هستند که با تغییر تعداد حلقه‌های سیم‌پیچی ترانسفورماتور، نسبت ولتاژ را تغییر می‌دهند و عموماً در سمت ولتاژ بالا قرار می‌گیرند. دو نوع اصلی تپ‌چنجر وجود دارد:

• On-Load Tapchanger: تپ این ترانسفورماتورها در حین کار و زیر بار قابل تغییر است.
• Off-Load Tapchanger: تپ این ترانسفورماتورها تنها زمانی که ترانس از مدار خارج است و بدون بار است، قابل تغییر می‌باشد.

تغییر تپ‌ها می‌تواند به صورت دستی روی ترانسفورماتور یا توسط یک الکتروموتور انجام شود. اپراتور باید به خوبی با مکانیزم عملکرد تپ‌چنجر آشنا باشد.

شناخت اجزاء ترانسفورماتور برای کنترل و بهره‌برداری

برای بهره‌برداری صحیح، شناخت اجزای ترانسفورماتور و کنترل مداوم آن‌ها ضروری است:

• بوشینگ‌ها: محل قرارگیری ترانسفورماتورهای جریان، برق‌گیر و رله‌های حفاظتی.
• سطح روغن: نوسانات سطح روغن توسط گیج یا آلارم مشخص می‌شود.
• فشار روغن: نوسان فشار روغن نیز توسط گیج و آلارم مشخص می‌شود. در صورت افزایش خطرناک، رله بوخهلتس فرمان قطع می‌دهد.
• حرارت‌سنج: نشان‌دهنده حرارت سیم‌پیچ‌ها (ناشی از جریان زیاد یا اشکال داخلی). در صورت آلارم، اپراتور باید حرارت را کاهش دهد یا ترانس را از مدار خارج کند.

مراحل بررسی ازدیاد حرارت:

1. کاهش مصرف از ترانسفورماتور برای رساندن آمپر به حد نرمال.
2. بررسی صحیح نبودن تبادل حرارت توسط روغن (عامل خنک‌کننده)، که می‌تواند ناشی از:
   • از کار افتادن فن‌ها.
   • از کار افتادن پمپ‌های روغن.
   • پایین بودن سطح روغن.
   • کثیف بودن رادیاتورها یا بالا بودن دمای محیط باشد.

سیستم خنک‌کاری ترانسفورماتورها

حرارت تولید شده در ترانسفورماتورها که عمدتاً به مقدار جریان عبوری بستگی دارد، به روش‌های مختلفی کاهش می‌یابد. عموماً سیستم خنک‌کننده ترانسفورماتورها از روغن استفاده می‌کند، زیرا روغن عامل خوبی برای تبادل حرارت با محیط خارج است.

کدگذاری تجهیزات در پست‌های برق: زبان مشترک شبکه

شناسایی و کدگذاری تجهیزات در پست‌ها و نیروگاه‌ها، یک سیستم استاندارد شده است که توسط وزارت نیرو تعیین می‌شود. این کدگذاری برای نقشه‌ها، فرم‌ها و دیاگرام‌های عملیاتی ضروری است:

• اسامی ایستگاه‌ها: هر ایستگاه با یک علامت مخصوص (معمولاً اولین حرف نام ایستگاه) مشخص می‌شود. این علامت همیشه جلوی تمام تجهیزات آن ایستگاه در نقشه نوشته می‌شود تا از تشابه با ایستگاه‌های مجاور جلوگیری شود.
• شناسایی خطوط و کابل‌ها: هر خط با علامت شناسایی ایستگاه‌های مربوطه و سپس سه رقم (رقم اول نشان‌دهنده ولتاژ و دو رقم بعدی شماره خط) مشخص می‌شود.
• ولتاژهای کدگذاری: اعداد ۰ تا ۸ برای نشان دادن ولتاژهای مختلف (از ۰.۶ کیلوولت تا ۲۳۰ کیلوولت) به عنوان رقم اول در کدگذاری استفاده می‌شوند.
• علائم شناسایی قطعات و دستگاه‌ها: حروف مشخصی مانند F (فیدر)، G (ژنراتور)، L (خط)، T (ترانسفورماتور)، PT (ترانس ولتاژ)، CT (ترانس جریان) و … برای شناسایی انواع تجهیزات به کار می‌روند.
• شینه‌ها: توسط یک عدد دو رقمی مشخص می‌شوند که رقم اول نشان‌دهنده شینه و رقم دوم نشان‌دهنده تعداد شینه‌ها است. شینه‌های اصلی با عدد فرد و فرعی با عدد زوج شماره‌گذاری می‌شوند.
• کلیدها (دژنکتورها و سکسیونرها): توسط یک عدد چهار رقمی (یا پنج رقمی برای کلیدهای غیرقابل کنترل از راه دور) کدگذاری می‌شوند. رقم اول نشان‌دهنده ولتاژ کلید، ارقام دوم و سوم نوع و شماره دستگاه متصل و رقم چهارم نوع و عمل کلید را مشخص می‌کند.
• ترانسفورماتورهای قدرت: با حرف T و به دنبال آن یک عدد (مانند T1) مشخص می‌شوند.
• ترانسفورماتورهای مصرف داخلی: با SS و سپس یک عدد (مانند SS1) مشخص می‌شوند.
• ترانسفورماتورهای ولتاژ و جریان: با PT/VT/CVT و CT به همراه شماره شینه، خط یا دستگاه متصل به آن‌ها کدگذاری می‌شوند.
• ترانسفورماتورهای زمین: با GT یا ET و یک عدد (مانند GT1) مشخص می‌شوند.
• راکتورها و خازن‌ها: با R و SC به همراه یک عدد کدگذاری می‌شوند.
• خطوط ولتاژ کم و برق‌گیرها: نیز با حروف و اعداد مشخصی کدگذاری می‌شوند.

مدیریت خروجی‌ها: برنامه‌ریزی و هماهنگی دقیق

خروجی‌ها به جدا کردن یک یا چند واحد، ترانسفورماتور، خط انتقال یا هر دستگاه اصلی و کمکی از شبکه به منظور تعمیرات، تغییر، تنظیم یا توسعه اطلاق می‌گردد. انواع خروجی‌ها شامل:

• خروجی‌های اضطراری: در صورت لزوم فوری، مسئول ایستگاه می‌تواند با مسئولیت مستقیم خود و پس از اطلاع به مهندس شیفت مرکز کنترل، دستگاه را از شبکه خارج کند و سپس دلایل را گزارش دهد.
• خروجی‌های روزانه: قابل اجرا در همان روز درخواست، پس از بررسی و توافق با مهندس شیفت مرکز کنترل.
• خروجی‌های طبق برنامه: درخواست این خروجی‌ها (معمولاً ۴ روز کاری قبل) از برنامه‌ریز خروجی‌های دیسپاچینگ (از طریق مدیر منطقه برای پست‌ها) انجام می‌شود. مسئول ایستگاه باید اطلاعات لازم را ارائه داده و نتیجه تصویب یا مخالفت را حداقل یک روز کاری قبل از اجرا دریافت کند.
• برنامه‌های ویژه: شامل برنامه‌های راه‌اندازی پست، نیروگاه یا خط جدید، تغییرات عمده در شبکه یا آزمایشات کلی. این برنامه‌ها حداقل ۱۵ روز کاری قبل از اجرا از مدیریت دیسپاچینگ و مخابرات درخواست می‌شوند.

  سکسیونرها، باتری‌خانه‌ها و اصول انتقال قدرت در پست‌های فشار قوی

آیا می‌دانید چگونه اجزای به ظاهر ساده‌ای مانند سکسیونرها، نقش حیاتی در ایمنی و عملکرد یک پست برق ایفا می‌کنند؟ یا چرا باتری‌خانه‌های پست، شریان حیاتی کنترل در مواقع اضطراری هستند؟ در این بخش جامع، نه تنها با جزئیات فنی و عملیاتی این تجهیزات آشنا می‌شوید، بلکه به دنیای پیچیده انتقال قدرت الکتریکی و اصول سنکرونیزاسیون نیز قدم خواهید گذاشت. از چگونگی تامین انرژی پایدار برای مصرف‌کنندگان تا نحوه مدیریت خطرات ناشی از نوسانات شبکه، هر آنچه برای درک عمیق‌تر و بهره‌برداری ایمن‌تر از سیستم‌های فشار قوی لازم است، در اینجا گردآوری شده است. با ما همراه باشید تا لایه‌های پنهان این سیستم‌های قدرتمند را کشف کنید.

  سکسیونرها و ایمنی در عملیات تعمیراتی

سکسیونرها (Isolator – Disconnect) کلیدهایی با ساختمان ساده هستند که وظیفه اصلی آن‌ها بی‌برق کردن بخش‌های خاصی از پست برای انجام تعمیرات و نگهداری است. این کلیدها با قطع اتصال مکانیکی، تضمین می‌کنند که هیچ جریانی از مدار عبور نمی‌کند.

نقش حیاتی سکسیونر در ایمنی

هنگامی که نیاز به تعمیرات روی کلیدهای اصلی (دژنکتورها) وجود دارد، با باز کردن سکسیونرهای دو طرف آن، بخشی که دژنکتور در آن قرار دارد کاملاً بی‌برق می‌شود و می‌توان عملیات مربوطه را با ایمنی کامل انجام داد.

سکسیونر زمین: محافظ نهایی در تعمیرات

در عملیات تعمیراتی، برای حذف بارهای از پیش موجود، جلوگیری از القای خطوط حامل جریان مجاور و در نهایت ایمن‌سازی عملیات تعمیر، دستگاه‌ها از طریق سکسیونر زمین به زمین متصل می‌شوند. پیش از بستن سکسیونر زمین، رعایت موارد زیر الزامی است:

1. اطمینان از قطع منبع انرژی: مدار منبع انرژی باید کاملاً جدا شده باشد تا از حوادث برای اپراتور، آسیب به دستگاه و قطع برق جلوگیری شود.
2. شناخت کامل سکسیونر: سکسیونر مورد نظر باید کاملاً شناسایی شده و اپراتور از دستکش لاستیکی استفاده کند.
3. بازرسی مکانیزم: مکانیزم هوایی و اتصالات آن باید قبل از عمل، به دقت بازرسی شوند.
4. بررسی پس از بستن: پس از بسته شدن هر سه فاز، باید بازرسی شود که کاملاً بسته شده‌اند و خط بی‌انرژی شده است.

برای باز کردن سکسیونر اتصال زمین نیز، موارد ۲ و ۳ باید رعایت شوند و پس از بازرسی از باز بودن کامل سه فاز، اپراتور باید چندین بار سکسیونرهای زمین را برای بی‌برق نمودن خطوط و ایستگاه‌ها عمل کند و از عدم وجود برق اطمینان حاصل نماید.

سیستم اینترلاک مکانیکی: لایه دوم ایمنی

بستن سکسیونر زمینی در حالی که خط برق‌دار است، می‌تواند باعث صدمه شدید به اپراتور، خسارت به دستگاه و قطع برق شود. برای جلوگیری از این حوادث، سیستم اینترلاک مکانیکی به کار می‌رود که مانع از بسته شدن سکسیونر زمین در حالتی می‌شود که سکسیونر خط بسته باشد. تنها زمانی که سکسیونر خط باز باشد، امکان بستن سکسیونر اتصال زمین وجود دارد.

گرچه اینترلاک مکانیکی از بروز حوادث جلوگیری می‌کند، اما کافی نیست و اپراتور باید خود نیز از بی‌برق بودن خط از طریق منابع دیگر اطمینان حاصل کند. استفاده از دستورالعمل‌های کتبی دقیق، شماره‌گذاری مناسب و قفل کردن دسته‌های کنترل کلیدها، احتمال عملیات منجر به اتصال خط برق‌دار را به شدت کاهش می‌دهد.

  مدیریت باتری‌خانه و اصول انتقال قدرت

باتری‌خانه‌های پست، منبع حیاتی جریان مستقیم (DC) برای دستگاه‌های کنترل، رله‌ها و روشنایی اضطراری در پست‌ها هستند. در صورت قطع کامل برق، باتری تنها منبع انرژی موجود برای کنترل و عملیات ضروری جهت بازگرداندن پست به حالت عادی است. بنابراین، آشنایی اپراتور با تئوری، نحوه کار و نگهداری از باتری‌ها از وظایف اصلی اوست.

انواع باتری‌ها و ساختمان باتری‌های اسیدی (سربی)

به طور کلی، باتری‌ها دو نوع هستند: باتری خشک و باتری انباره (آکومولاتور). در پست‌ها، فقط از باتری‌های انباره از نوع اسیدی (سربی) استفاده می‌شود، زیرا باتری‌های خشک غیرقابل شارژ بوده و ولتاژ کمی دارند.

ساختمان باتری اسیدی: باتری اسیدی از تعدادی خانه یا سلول تشکیل شده که به یکدیگر متصل هستند. هر سلول شامل الکترودها (صفحات سربی) است که در محلول شیمیایی اسید سولفوریک رقیق غوطه‌ور شده‌اند. قطعات اصلی شامل صفحات قطبین (سرب)، جداکننده‌ها (معمولاً چوب، لاستیک، پلاستیک یا شیشه برای جداسازی الکتریکی و مکانیکی)، محلول شیمیایی و محفظه (شیشه، قیر یا لاستیک سخت) می‌باشند.

فرآیند شارژ و دشارژ باتری

هنگامی که باتری دشارژ می‌شود (انرژی می‌دهد)، جریان در مدار خارجی از مثبت به منفی و در محلول از منفی به مثبت حرکت می‌کند. این عبور جریان باعث تجزیه محلول و تشکیل سولفات سرب روی صفحات می‌شود. فرآیند شارژ، برعکس این عمل است: با اعمال جریان از بیرون، سولفات سرب و آب دوباره به اکسید سرب و اسید سولفوریک تبدیل می‌شوند و باتری آماده تامین انرژی می‌گردد.

سیستم باتری شارژر و نگهداری باتری‌ها

سیستم یکسوساز (Rectifier) و دینامو، مسئول شارژ مداوم باتری‌ها در پست هستند. جریان شارژ بر اساس نیاز باتری (مقدار مصرف) تنظیم می‌شود.

نکات مهم در مراقبت و بازرسی باتری‌ها:

• آب باتری: مقدار اسید ثابت است، اما آب باتری تبخیر می‌شود. بنابراین، باید به طور منظم آب مقطر به آن اضافه شود تا سطح آب همیشه ۱/۲ تا ۳/۸ اینچ بالاتر از صفحات باشد.
• پیشگیری از سولفاته شدن: باتری نباید در حالت دشارژ باقی بماند، زیرا باعث تشکیل لایه‌ای از سولفات سرب کریستالی روی صفحات می‌شود که به سختی از بین می‌رود.
• تمیزی و روان‌کاری: باتری‌ها را همیشه تمیز و خشک نگه دارید. انتهای سیم و محل اتصال باتری‌ها را با وازلین یا گریس چرب کنید تا از واکنش‌های شیمیایی جلوگیری شود.
• ایمنی: از سیگار کشیدن و روشن کردن هرگونه شعله در اتاق باتری‌خانه خودداری کنید و درب باتری‌ها را کاملاً بسته نگه دارید.

بهره‌برداری از دستگاه‌های موجود در پست: مراحل عملیاتی

پیش از بهره‌برداری و برق‌دار کردن یک پست جدید یا پس از تعمیرات اساسی:

1. تطبیق مشخصات: تمامی وسایل با مشخصات فنی داده شده تطبیق داده شوند.
2. تست دستگاه‌های حفاظتی: عملکرد دستگاه‌های حفاظتی و تنظیم‌کننده با مشخصات داده شده آزمایش شود.
3. انطباق با شبکه: انطباق دستگاه‌ها با شرایط شبکه بررسی شود.
4. دریافت ضمانت‌نامه و بازرسی نهایی: از مونتاژکننده/تعمیرکننده ضمانت‌نامه دریافت شود و از نبود هیچ گونه لوازم و ابزار کار روی سیستم اطمینان حاصل گردد.

مراحل برق‌دار کردن پست:

• آماده‌سازی دژنکتور: برای وصل دژنکتور، ابتدا باید از حالت عایق بودن با شبکه خارج شود (با بستن سکسیونرها).
• وصل سکسیونر اصلی و دژنکتور: با توجه به شناخت باس‌بارها (شینه‌ها)، سکسیونر اصلی بسته و دژنکتور مربوط به آن جریان‌دار می‌شود.
• وصل دژنکتورهای دیگر: در صورتی که وصل دژنکتورها فقط به انتقال نیرو از یک سیستم به مصرف‌کننده منجر شود و ارتباط دو سیستم یا مولد را ایجاد نکند، پس از بستن سکسیونرها، دژنکتورها با رعایت فاصله زمانی وصل می‌شوند.
• حالت پارالل: اگر وصل دژنکتور باعث ارتباط مولدی دیگر شود (پارالل)، باید شرایط پارالل کردن (سنکرونیزاسیون) به دقت رعایت شود.

  انتقال قدرت، سنکرونیزاسیون و حفاظت در شبکه

انتقال قدرت الکتریکی در سیستم‌های تولید و انتقال، برای تامین نیازهای مصرف‌کنندگان طراحی شده است. نیروگاه‌ها اغلب در فواصل دور از مصرف‌کننده قرار دارند و انرژی توسط خطوط با ولتاژ بالا منتقل می‌شود تا جریان و سطح مقطع هادی‌ها به حداقل برسد.

تولید و تقسیم بار در سیستم‌های قدرت

در یک سیستم تولید نیرو، گرداننده اولیه، ژنراتور را به حرکت درآورده و ولتاژ الکتریکی تولید می‌شود. افزایش بار باعث افت ولتاژ و فرکانس می‌گردد. قدرت الکتریکی ژنراتور مستقیماً تابع مقدار بار متصل به آن است.

تقسیم بار بین ژنراتورها:

• جریان مستقیم (DC): با کنترل میدان ماشین، می‌توان بار مصرفی را بین واحدها تقسیم کرد.
• جریان متناوب (AC): قدرت روی آلترناتورها با تغییر ورودی گرداننده اولیه تغییر می‌کند. ازدیاد یا کاهش تحریک واحد (قدرت ظاهری) بر قدرت اکتیو بی‌اثر است. تقسیم بار بین ماشین‌ها تابع مشخصات دستگاه گاورنر گرداننده اولیه است.

عملیات پارالل کردن (سنکرونیزاسیون) دو سیستم جداگانه

هنگامی که دو سیستم مجزا تولید نیرو با یکدیگر متصل می‌شوند، خطوط رابطه مانند خطوط اتصال ژنراتورها و بارها عمل می‌کنند. برای انتقال انرژی بین سیستم‌ها، باید قدرت‌های مکانیکی گرداننده‌های اولیه سیستم مبدأ را افزایش و سیستم مقصد را کاهش داد.

• حوادث و نوسانات: خروج خودکار یک واحد یا بار مصرفی می‌تواند باعث نوسان در سیستم شود. نوسانات قدرت در شبکه معمولاً با گذشت زمان کاهش می‌یابد، اما در برخی موارد می‌تواند منجر به قطع کل شبکه شود. مطالعات پایداری گذرا با استفاده از کامپیوترها، وضعیت سیستم را مشخص و حد تنظیم رله‌ها را تعیین می‌کند.

مراحل حیاتی پارالل کردن واحدها با سیستم

برای جلوگیری از جریان‌های نامناسب و خسارات به دستگاه‌ها در لحظه اتصال دو سیستم یا واحد به یکدیگر، رعایت ۴ عامل مهم ضروری است:

1. جهت گردش فازها: باید یکسان باشد. این مورد معمولاً از پیش توسط متخصصان بررسی شده است.
2. سرعت الکتریکی: سرعت ماشین یا سیستم پارالل شونده باید با سرعت سیستم مورد نظر مساوی باشد.
3. هم‌فاز بودن: ماشین و سیستم یا دو سیستم باید با یکدیگر هم‌فاز بوده یا اختلاف فاز کمی داشته باشند.
4. برابری ولتاژ: ولتاژ ماشین و سیستم یا دو سیستم در محل اتصال باید تقریباً مساوی باشند. (اهمیت ولتاژ کمتر از فرکانس و اختلاف فاز است).

ابزارهای سنکرونیزاسیون: سنکروسکوپ و چراغ‌های سنکرون، ابزارهای اصلی برای هم‌فاز کردن و پارالل کردن واحدها با سیستم هستند. سنکروسکوپ اختلاف سرعت و زاویه را نشان می‌دهد، در حالی که چراغ‌ها اختلاف ولتاژ و وضعیت هم‌فاز بودن را (با خاموش شدن یا روشن شدن) مشخص می‌کنند.

نکات مهم در پارالل کردن:

• تأثیر سرعت و فاز: اگر ماشین با سرعت کمتر یا اختلاف فاز زیاد وصل شود، جریان زیادی از سیستم به ماشین یا بالعکس برقرار می‌شود که می‌تواند باعث خسارت گردد. هرچه سرعت و اختلاف فاز نزدیک‌تر باشد، سنکرون بهتر و خسارت کمتر است.
• حالت هم‌فاز: عملیات سنکرونیزاسیون زمانی موفقیت‌آمیز است که سیستم‌ها از نظر فاز و سرعت کاملاً مشابه باشند و جریان برقرار شده بین دو منبع بعد از بستن کلید به صفر یا حداقل برسد.
• مدیریت خطوط طولانی: در خطوط طولانی که حلقه تشکیل می‌دهند، می‌توان با کاهش تولید در سمت پیش‌فاز یا افزایش در سمت پس‌فاز، زاویه قدرت بین دو سر کلید را کاهش داد تا اتصال بدون خسارت انجام شود.
• اهمیت سنکرونیزاسیون دقیق: با بزرگتر شدن سیستم‌های بهم‌پیوسته، سنکرونیزاسیون دقیق و صحیح از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است تا از بروز هرگونه اشکالی در سیستم جلوگیری شود.

عملکرد رله‌های حفاظتی: سپر ایمنی شبکه

محافظت از سیستم‌های تولید و انتقال نیرو یک مبحث کاملاً تخصصی است که توسط بخش‌های مربوطه در وزارت نیرو انجام می‌گیرد. رله‌های حفاظتی بر اساس کمیت‌های مختلفی مانند جریان اضافی، ناتعادلی جریان، ازدیاد/کاهش ولتاژ، کاهش امپدانس، دیفرانسیل، تعادل فازها، فرکانس و درجه حرارت تنظیم می‌شوند.

نحوه عملکرد رله‌ها: چنانچه سیستم از حالت عادی خارج شود، رله‌ها وضعیت جدید را تشخیص داده و با بستن اتصالات در مدار تغذیه شده با ولتاژ DC، فرمان لازم را برای عملکرد دژنکتورها و کلیدها صادر می‌کنند. این عمل باعث خارج شدن خطوط، ترانسفورماتورها یا سایر دستگاه‌ها از مدار می‌شود تا از آسیب دیدن آن‌ها جلوگیری شود. برای تغذیه این رله‌ها، از ترانسفورماتورهای ولتاژ و جریان استفاده می‌شود که مقادیر بالای ولتاژ و جریان سیستم را کاهش داده و آن‌ها را برای مدار رله‌ها قابل استفاده می‌کنند..

  رله‌ها و انواع آن – محافظان اصلی مدارات الکتریکی

در مدارهای الکتریکی، بروز عیب‌ها و اتصالی‌ها اجتناب‌ناپذیر است. رله‌ها (Relay) دستگاه‌هایی هستند که وظیفه شناسایی سریع نقاط معیوب و جداسازی آن‌ها از سیستم را بر عهده دارند. این عمل دو هدف اصلی را دنبال می‌کند:

1. حفظ پایداری برق مشترکین: جلوگیری از قطع غیرضروری و طولانی‌مدت برق.
2. محدود کردن خسارت: با خارج کردن سریع قسمت معیوب، میزان آسیب به تجهیزات به حداقل می‌رسد.

هدف نهایی صنعت برق، تأمین جریان دائمی و بدون وقفه برای مشترکین و در عین حال حفاظت و نگهداری از خود سیستم است تا دستگاه‌ها طول عمر مفید خود را داشته باشند. حفاظت کلی و خودکار سیستم بر عهده رله‌ها است که بر اساس نوع کارکردشان، در انواع مختلفی ساخته می‌شوند. در ادامه با تعدادی از رله‌های پرکاربرد در پست‌ها آشنا می‌شویم:

رله جریان اضافی (Over Current Relay): نگهبان هوشیار جریان

زمانی که در مداری اتصالی رخ می‌دهد، جریان جاری در آن به شدت افزایش می‌یابد و چندین برابر جریان عادی می‌شود. رله جریان اضافی این افزایش جریان را حس کرده و پس از زمانی متناسب با عکس افزایش جریان، فرمان قطع به مدار معیوب می‌دهد. هرچه شدت جریان بیشتر باشد، سرعت قطع رله نیز بیشتر خواهد بود.

• نوع آنی (Instantaneous): برخی رله‌های اورکارنت دارای این قابلیت هستند که بلافاصله پس از حس کردن جریان زیاد، فرمان قطع آنی می‌دهند، بدون فوت وقت.
• نوع تأخیری (Time Relay): برخی دیگر از رله‌های اورکارنت فاقد این قابلیت بوده و پس از حس کردن جریان، با یک تأخیر زمانی (بر حسب ثانیه) اقدام به قطع می‌کنند.

رله دیستانس (Distance Relay): رله مقاومت‌سنج هوشمند

رله دیستانس نوعی رله حفاظتی است که زمان قطع آن تابع امپدانس طول خط می‌باشد. به این معنی که در یک سیستم به هم پیوسته یا حلقوی، نزدیک‌ترین رله به محل اتصالی موفق به قطع سیم اتصالی شده از شبکه می‌شود، زیرا قطعه سیم بین این دو نقطه کوچک‌ترین امپدانس را دارد و زمان قطع این رله کوتاه‌تر است.

مزایای رله دیستانس:

• عملکرد انتخابی: صرف‌نظر از نزدیک‌ترین رله، سایر رله‌های دیستانس در شبکه به ترتیب فاصله، به عنوان رله رزرو عمل می‌کنند. اگر رله اصلی در تشخیص یا قطع نقص داشته باشد، رله بعدی وارد عمل می‌شود.
• کاربرد وسیع: این رله را می‌توان برای حفاظت هر نوع شبکه و با هر ولتاژ الکتریکی به کار برد و در انواع مختلفی از جمله رله امپدانس (Impedance) و دایرکشنال (Directional) موجود است.

رله وصل مجدد (Reclosing Relay): بازگرداننده سریع خطوط

رله ریکلوزینگ (Reclosing Relay) در مواقعی که رله محافظ خطی به دلیل یک حادثه زودگذر (مانند طوفان، رعد و برق آنی، عبور پرندگان بزرگ و غیره) فرمان قطع می‌دهد، استفاده می‌شود. این رله، خط را یک بار به صورت خودکار وصل مجدد می‌کند. اگر اتصالی یا مشکل رفع شده باشد، خط در مدار باقی می‌ماند؛ اما اگر مشکل ادامه داشته باشد، دیگر وصل نمی‌کند و اپراتور باید برای رفع عیب اقدام کند. هدف اصلی این رله، کاهش وقفه در تأمین برق و جلوگیری از خاموشی‌های غیرضروری است.

رله دیفرانسیل (Differential Relay): مقایسه‌گر دقیق جریان

رله دیفرانسیل بر اساس مقایسه جریان‌ها کار می‌کند. این رله جریان‌های ابتدا و انتهای وسیله‌ای که باید حفاظت شود (مانند ترانسفورماتور، ژنراتور، موتور فشار قوی یا باس‌بار) را اندازه‌گیری و با هم مقایسه می‌کند. هرگونه تفاوت در جریان دو طرف محدوده حفاظت شده (اغلب به دلیل اتصال کوتاه یا اتصال زمین داخلی) باعث تحریک رله شده و فرمان قطع کلید شبکه حفاظت شده را صادر می‌کند. این رله فقط محدوده داخلی خود را محافظت می‌کند و به همین دلیل برای حفاظت تجهیزات گران‌قیمت بسیار موثر است.

رله بوخ‌هلتس (Buchholz Relay): محافظ ترانسفورماتورهای روغنی

رله بوخ‌هلتس برای حفاظت دستگاه‌هایی که توسط روغن خنک می‌شوند یا از روغن به عنوان عایق استفاده می‌کنند و دارای ظرف انبساط هستند (مانند ترانسفورماتورهای قدرت) به کار می‌رود. این رله با تشکیل گاز یا هوا در داخل منبع روغن، پایین رفتن سطح روغن، یا جریان شدید روغن فعال شده و با به صدا درآوردن زنگ هشدار یا قطع مستقیم دستگاه، از آسیب دیدن جدی آن جلوگیری می‌کند. رله بوخ‌هلتس بسیار دقیق است و کوچک‌ترین خطاها مانند جرقه، اتصال زمین، اتصال حلقه، قطع شدن فاز، سوختن آهن یا چکه کردن روغن را تشخیص می‌دهد.

رله زمین (Grounding Relay): نگهبان نقطه صفر

در شبکه‌های برق، مولدها و ترانسفورماتورها معمولاً به صورت ستاره (Y) متصل می‌شوند و نقطه وسط (نول یا خنثی) به زمین وصل می‌گردد. در شرایط عادی، جریان در سیم خنثی صفر است. اما اگر اتصالی رخ دهد که باعث عدم تعادل بین فازها شود، جریان اضافی از طریق این سیم به زمین هدایت می‌شود. رله زمین، جریانی را که از نقطه صفر می‌گذرد، حس کرده و تحریک می‌شود و فرمان قطع می‌دهد.

  انواع زمین کردن و کنترل شبکه (فرکانس و ولتاژ)

زمین کردن در تاسیسات و شبکه برق به دو نوع اصلی تقسیم می‌شود:

1. زمین حفاظتی (Protective Earthing)

این نوع زمین کردن که به آن “Earth” می‌گویند، شامل اتصال قسمت‌های فلزی دستگاه‌ها و تاسیسات الکتریکی که در حالت عادی عایق هستند، به زمین است. هدف از زمین حفاظتی، حفاظت از جان افراد (در مقابل برق‌گرفتگی) و حفاظت از خود دستگاه (در مقابل رعد و برق و اضافه ولتاژ) می‌باشد. با توجه به اینکه مقاومت بدن انسان در مقایسه با سیم ارت بسیار زیاد است، در صورت اتصال بدنه به زمین، بیشتر جریان از طریق سیم ارت به زمین تخلیه می‌شود و خطر برق‌گرفتگی کاهش می‌یابد.

2. زمین الکتریکی (Electrical Earthing)

این نوع زمین کردن شامل زمین کردن قسمتی از دستگاه‌های الکتریکی که جزء مدار الکتریکی هستند، مانند نقطه صفر اتصال ستاره ترانسفورماتورها و ژنراتورها (نول)، می‌شود. هدف از این نوع زمین کردن، حفاظت تجهیزات الکتریکی در برابر اتصالات داخلی است که می‌تواند باعث جریان‌های زیاد و مضر شود. در صورت عدم تعادل بین فازها (مثلاً در اثر اتصال فاز به زمین)، جریان اضافی از نقطه نول عبور کرده و رله مربوطه را تحریک می‌کند تا جریان قطع شود.

کنترل شبکه: پایداری فرکانس و ولتاژ

کنترل فرکانس و ولتاژ در شبکه برق‌رسانی برای عرضه برق مطمئن و ارزان با کیفیت مناسب به مصرف‌کننده حیاتی است.

الف) کنترل فرکانس: فرکانس نرمال در شبکه‌های برق‌رسانی ایران ۵۰ هرتز (Hz) است. حوادثی مانند از دست رفتن تولید یا قطع بار مصرف‌کننده می‌تواند فرکانس را تغییر دهد.

• فرکانس نرمال (۴۹.۷ تا ۵۰.۳ هرتز): تغییرات در این محدوده قابل قبول بوده و مسئولیت تصحیح آن با مرکز کنترل دیسپاچینگ ملی است.
• فرکانس پایین‌تر از ۴۹.۷ هرتز:
  • کاهش به ۴۹.۵ هرتز: نیروگاه‌ها باید تولید خود را افزایش دهند. ایستگاه‌ها مجاز به قطع دستی بار نیستند مگر با کسب تکلیف از مرکز کنترل.
  • کاهش به ۴۹.۲ هرتز: پست‌ها و ایستگاه‌های خاص (مانند بعثت، فیروزی، اصفهان، اهواز) باید پس از یک دقیقه و سایر ایستگاه‌ها پس از سه دقیقه، با توجه به فرکانس، اقدام به قطع دستی فیدرهای مصرف‌کننده بار کمتر نمایند تا فرکانس را افزایش دهند.
  • تداوم شرایط (کمتر از ۴۹.۵ هرتز برای بیش از ۵ دقیقه): سایر ایستگاه‌ها باید اقدام به قطع دستی بار مصرف‌کننده نمایند.
• فرکانس بالاتر از ۵۰.۳ هرتز: نیروگاه‌ها باید تولید خود را کاهش دهند تا فرکانس به حالت عادی بازگردد.
  • نکته مهم: هرگونه تغییراتی که باعث ایجاد محدودیت بر روی سیستم‌های کنترل‌کننده فرکانس شود، باید با اطلاع و تصویب مرکز کنترل دیسپاچینگ ملی صورت پذیرد.

ب) کنترل ولتاژ: تغییرات بیش از حد ولتاژ می‌تواند به دستگاه‌ها و تجهیزات سیستم و مصرف‌کنندگان آسیب برساند. حدود ولتاژ از نظر بهره‌برداری به سه قسمت تقسیم می‌شود:

• ولتاژ عادی: افزایش/کاهش تا ۲ درصد (مسئولیت تصحیح با مرکز کنترل).
• ولتاژ بحرانی: افزایش تا ۵ درصد و کاهش تا ۱۰ درصد (ایستگاه‌ها باید با مرکز کنترل تماس گرفته و در صورت عدم ارتباط، از منابع راکتیو خود (راکتور، خازن، مولدها، تپ چنجر ترانسفورماتورها) برای تنظیم ولتاژ استفاده کنند).
• ولتاژ غیرقابل تحمل: افزایش بیش از ۵ درصد و کاهش بیش از ۱۰ درصد (اپراتورها باید با مرکز کنترل تماس بگیرند و در صورت عدم ارتباط، اقدامات ذکر شده در ولتاژ بحرانی را انجام دهند و در صورت لزوم، اقدام به قطع تدریجی بار فیدرهای مصرفی نمایند).

وصل فیدرهای قطع شده پس از عادی شدن ولتاژ: پس از عادی شدن ولتاژ، اپراتور با تماس با مرکز کنترل یا در صورت عدم ارتباط، پس از ۵ دقیقه می‌تواند به تدریج اقدام به وصل فیدرهای قطع شده و برطرف کردن خاموشی‌ها نماید.

  مدیریت حوادث و جریان راکتیو

روش عملیات در مواقع بروز حادثه: مرکز کنترل دیسپاچینگ ملی مسئول حفظ پایداری شبکه و تداوم برق‌رسانی به مشترکین است. حوادث بزرگ می‌تواند شبکه را از حالت عادی خارج کرده و حتی منجر به قطع کلی برق شود. در چنین شرایطی، مرکز کنترل باید با توجه به امکانات موجود، نیروگاه‌ها و پست‌های بی‌برق شده را برق‌دار کند و خاموشی‌ها را برطرف سازد.

• اهمیت همکاری: اجرای سریع و بی‌قید و شرط دستورات مرکز کنترل توسط نیروگاه‌ها و پست‌ها در زمان حوادث ضروری است.
• گزارش‌دهی: مسئولین ایستگاه‌های حادثه‌دیده موظفند سریعاً با مرکز کنترل تماس گرفته و گزارش مختصر و مفیدی از اتفاقات و محدودیت‌ها ارائه دهند. در صورت عدم ارتباط، باید از دستورالعمل کنترل شبکه ایستگاه‌ها در شرایط اضطراری پیروی کنند.

حوادث در شبکه و روش‌های برگرداندن به حالت عادی:

• قطع خودکار بار مصرفی: مسئول ایستگاه با مرکز کنترل تماس گرفته و در صورت عدم ارتباط، در محدوده فرکانس و ولتاژ نرمال اقدام به وصل مجدد بارها می‌کند.
• قطع خودکار تولید: مسئول نیروگاه اقدامات اولیه برای راه‌اندازی واحد را انجام داده و با مرکز کنترل تماس می‌گیرد. در صورت عدم ارتباط، با توجه به فرکانس و ولتاژ شبکه، تولید را افزایش می‌دهد.
• مجزا شدن سیستم: اگر سیستم به چند بخش تقسیم شود، مهندس شیفت مرکز کنترل اقدامات لازم را برای تثبیت ولتاژ و فرکانس و اتصال مجدد بخش‌های جدا شده انجام می‌دهد.
• قطع کلی سیستم: در این حالت (بیش از نیمی از بار سیستم قطع شود)، مهندس شیفت مرکز کنترل پس از بررسی حادثه، برنامه‌ای برای بازگرداندن شبکه به حالت عادی اجرا می‌کند. ایستگاه‌های بی‌برق شده باید کلیدهای دژنکتور را دستی قطع کرده و با مرکز کنترل تماس بگیرند.

کنترل شبکه توسط ایستگاه‌ها در شرایط اضطراری (نبود مرکز کنترل):

• شرایط نرمال بهره‌برداری: پست‌ها و نیروگاه‌ها مسئولیت کنترل ولتاژ و فرکانس شبکه را مطابق دستورالعمل مربوطه بر عهده دارند.
• زمان بروز حوادث:
  • نیروگاه‌ها: اقدام به راه‌اندازی واحدها و پارالل کردن آن‌ها با شبکه می‌کنند. در صورت بی‌برق بودن پست، آن را برق‌دار کرده و تولید از دست رفته را تأمین می‌کنند.
  • پست‌ها: با رعایت اولویت‌های تعیین شده توسط مرکز کنترل، مانورهای لازم را انجام می‌دهند. در صورت بی‌برق شدن کامل پست:
    1. دژنکتورهای خطوط و ترانسفورماتورها را دستی قطع کنند.
    2. پس از دریافت ولتاژ، پست را برق‌دار کنند.
    3. با استفاده از منابع راکتیو، ولتاژ پست را تنظیم کنند.
    4. خطوط تغذیه‌کننده ایستگاه‌های مجاور را برق‌دار کنند.
    5. در صورت نرمال بودن ولتاژ، حداکثر ۵۰ درصد بار مصرفی پست را به تدریج وصل کنند.
    6. در نهایت، کلیه بارهای قطع شده را برق‌دار کنند.
• نکات مهم عملیاتی:
  • فرمان وصل دژنکتورها فقط یک بار و با کمک سنکرون چک مجاز است.
  • قبل از رفع عیب یا ایزوله کردن دستگاه معیوب، مجاز به در مدار آوردن خط نیستید.
  • در صورت دریافت سیگنال “Direct-Trip” از مدار، قبل از اطمینان از رفع عیب در پست مقابل، مجاز به در مدار آوردن آن خط نیستید.

جریان راکتیو (Reactive Current): پازل پنهان در شبکه AC

در جریان متناوب (AC)، قدرت حقیقی (اکتیو) با حاصل ضرب ولتاژ، جریان و کسینوس زاویه بین آن‌ها (cos φ) به دست می‌آید که بر حسب وات (Watt) بیان می‌شود. در مقابل، قدرت راکتیو (Reactive Power) برابر است با حاصل ضرب ولتاژ، جریان و سینوس زاویه بین آن‌ها (sin φ) که بر حسب ولت-آمپر راکتیو (Var) بیان می‌شود.

• اثر جریان راکتیو بر شبکه: جریان راکتیو باعث افزایش جریان در شبکه شده و میزان افت ولتاژ و افت حرارتی (I²R) را افزایش می‌دهد. این موضوع به خصوص در بارهای سنگین و با ضریب قدرت پایین، بسیار محسوس است.
• خاصیت خطوط انتقال: خطوط انتقال و توزیع دارای مقاومت، اندوکتانس و کاپاسیتانس هستند. در بارهای سبک، خاصیت خازنی غالب شده و خط با ضریب قدرت پیش‌فاز عمل می‌کند؛ در حالی که در بارهای سنگین، خاصیت سلفی غالب شده و به نیروی راکتیو پس‌فاز نیاز است.
• اهمیت ضریب قدرت: ضریب قدرت نشان‌دهنده بهره‌برداری صحیح از سیستم است و تصحیح آن در شبکه‌های تولید و انتقال نیرو بسیار با اهمیت است.

چگونگی جبران نیروی راکتیو:

• خازن‌های استاتیک: به صورت موازی برای خنثی کردن خاصیت سلفی موتورها، بارها و ترانسفورماتورها به کار می‌روند. این خازن‌ها معمولاً در نزدیک‌ترین نقطه به مصرف‌کننده قرار داده می‌شوند و عملکرد آن‌ها خودکار است.
• ژنراتورها به عنوان منبع تولید وار: واحدهای تولیدی در شبکه، بزرگترین منبع تولید وار و تنظیم ولتاژ هستند. بیشتر ماشین‌ها برای ضریب قدرت کمتر از ۱ (مثلاً ۸۰%) طراحی شده‌اند و می‌توانند مقادیر قابل توجهی مگاوار (قدرت راکتیو) تولید کنند. ژنراتورهای مدرن با سیستم کنترل ولتاژ الکتریکی، می‌توانند نیروی راکتیو پیش‌فاز بیشتری را تامین کنند.

جریان راکتیو و اثر ناتعادلی ولتاژ:

انتخاب صحیح تپ چنجر ترانسفورماتورها در سیستم بهم پیوسته می‌تواند در کاهش جریان راکتیو ناخواسته موثر باشد. اگر ترانسفورماتور در یک ایستگاه برای ولتاژ ثانویه بیشتر تنظیم شود، جریان راکتیو از ایستگاه با ولتاژ بالاتر به سمت ایستگاه با ولتاژ کمتر برقرار می‌شود تا ولتاژ دو نقطه برابر گردد.

نکات پایانی:

• مشکل وار (قدرت راکتیو) بیشتر یک مشکل محلی است، در حالی که مسئله قدرت (وات) بیشتر مربوط به کل سیستم است.
• کنترل اقتصادی ولتاژ وار به صورت اتوماتیک گران است و معمولاً به صورت دستی انجام می‌گیرد.
• کنترل سیستم یکی از بزرگترین مسئولیت‌های دیسپاچرها است که شامل کنترل ولتاژ، فرکانس، بار خطوط و جریان آن‌ها می‌شود تا برق مطمئن و ارزان با کیفیت صحیح به مصرف‌کننده عرضه شود.
• اطلاعات دقیق بر روی تنظیم‌کننده‌های ولتاژ واحدها، تپ چنجر ترانسفورماتورها و گاورنرها برای تنظیم تولید و ولتاژ موجود است.
• عوامل موثر بر کنترل سیستم، فرکانس و بار خطوط و همچنین زاویه بین نقاط مختلف شبکه (که توسط دیسپاچرها محاسبه می‌شود) هستند.
• فرکانس در کل شبکه AC ثابت است و با تغییر آن، سرعت ژنراتورها نیز تغییر می‌کند.

شریان‌های حیاتی شبکه: از تله‌موج تا پایداری و کنترل

آیا تا به حال به پیچیدگی‌های پنهان در شبکه گسترده برق فکر کرده‌اید؟ شبکه‌ای که نه تنها برق را منتقل می‌کند، بلکه سیگنال‌های حیاتی اندازه‌گیری، کنترل، مکالمات تلفنی و حفاظتی را نیز در خود جای داده است. چگونه می‌توان این سیگنال‌های پرسرعت را بدون تداخل منتقل کرد؟ و مهم‌تر از آن، چه عواملی تضمین‌کننده قابلیت اطمینان سیستم قدرت در مواجهه با حوادث غیرمنتظره است؟ در این بخش، به عمق این پرسش‌ها می‌رویم. ابتدا با تله‌موج‌ها (wave traps) آشنا می‌شویم که نقش محافظ را در برابر تداخل سیگنال‌ها ایفا می‌کنند. سپس، به بررسی عوامل کلیدی که پایداری و اعتمادپذیری شبکه برق را تضمین می‌کنند، می‌پردازیم؛ از ذخیره گردان و قابلیت انتقال خطوط گرفته تا هماهنگی بی‌وقفه تولید و بار و مدیریت هوشمند حوادث. آماده‌اید تا شریان‌های حیاتی شبکه برق را از نزدیک بشناسید؟

  تله‌موج‌ها – محافظان پنهان سیگنال‌ها

خطوط انتقال نیرو نه تنها برای انتقال برق، بلکه برای انتقال سیگنال‌های مختلف نظیر اندازه‌گیری، کنترل از راه دور، مکالمات تلفنی، تلکس و سیگنال‌های حفاظتی بین پست‌های مجاور نیز استفاده می‌شوند. فرکانس این سیگنال‌ها معمولاً بین ۳۰ تا ۵۰۰ کیلوهرتز است و بسیار بالاتر از فرکانس برق شهر (۵۰ هرتز) می‌باشد.

برای جلوگیری از تداخل این سیگنال‌های فرکانس بالا با یکدیگر و با سیگنال اصلی برق، از دستگاهی به نام موج‌گیر یا تله‌موج (Wave Trap) استفاده می‌شود.

ساختمان الکتریکی تله‌موج:

یک تله‌موج عمدتاً از یک اندوکتانس سیم‌پیچ اصلی (L) تشکیل شده است. با تغییر در مقاومت (RS) و خازن (C)، می‌توان پهنای باند مختلفی را برای سیگنال‌ها فراهم کرد. این مجموعه به واحد تنظیم معروف است.

محل استقرار موج‌گیر در پست‌های فشار قوی:

موج‌گیرها در انتهای خطوط انتقال و پس از ترانسفورماتور ولتاژ نصب می‌شوند. استفاده از آن‌ها تنها در دو انتهای خطوطی که سیستم PLC (Power Line Communication) بین دو پست وجود دارد، ضروری است. معمولاً برای هر فیدر خروجی، یک باند مسدودکننده (حداکثر ۱۰۰ کیلوهرتز) در نظر گرفته می‌شود.

  عوامل قابلیت اطمینان سیستم قدرت – ستون‌های پایداری

یکی از مهم‌ترین وظایف بهره‌برداری سیستم قدرت، فراهم آوردن امکان عملکرد قابل اعتماد سیستم است. در طراحی و ساخت تجهیزات سیستم قدرت و خطوط انتقال، دقت زیادی به این عوامل معطوف می‌شود. تجهیزات باید بتوانند اضافه ولتاژهای گذرا ناشی از رعد و برق، امواج قطع و وصل، و فشارهای مکانیکی و الکتریکی حاصل از جریان‌های شدید اتصال کوتاه را تحمل کنند.

معیار معمول در طراحی: سیستم باید قابلیت تحمل یک حادثه قابل پیش‌بینی (مانند قطع یک خط یا ترانسفورماتور) را داشته باشد. به دلیل هزینه‌های بالا و احتمال کم وقوع همزمان دو یا چند حادثه، معمولاً برای بیش از یک حادثه همزمان طراحی انجام نمی‌شود.

پس از ساخت: مسئولیت بهره‌بردار سیستم قدرت است که از سیستم به گونه‌ای بهره‌برداری کند که از محدودیت‌های طراحی تجاوز نشود، مراقب شرایطی باشد که بر قابلیت اطمینان تأثیر می‌گذارند، و آماده جلوگیری از شرایط مخاطره‌آمیز باشد. در صورت وقوع حادثه، سیستم باید در اسرع وقت به حالت عادی بازگردانده شود.

عوامل مؤثر بر قابلیت اطمینان سیستم قدرت:

برخی از عوامل کلیدی عبارتند از:

1. ظرفیت ذخیره (ذخیره گردان): توان تولیدی مازاد بر بار سیستم.
2. ظرفیت کافی انتقال و پست: توانایی خطوط و تجهیزات برای انتقال بار.
3. توانایی هماهنگ کردن بار و تولید: تعادل عرضه و تقاضا در شبکه.
4. قطع فوری خطوط یا تجهیزات اتصالی شده و به‌کارگیری دوباره امکانات: سرعت عمل در جداسازی و بازگرداندن.
5. توانایی در راه‌اندازی دوباره تجهیزات تولید: قابلیت بازگشت سریع نیروگاه‌ها.
6. توانایی به‌کارگیری تجهیزاتی نظیر کلیدهای قدرت بدون وابستگی به انرژی سیستم قدرت: امکان عمل در شرایط بحرانی.
7. توانایی فراهم آوردن ترکیبات گوناگون خطوط یا تجهیزات پست برای بازگرداندن سریع تجهیزات سالم به کار: انعطاف‌پذیری در پیکربندی.
8. همبستگی کافی و قابل اطمینان با دیگر سیستم‌های مجاور: همکاری با شبکه‌های همسایه.
9. نمایش قابل اعتماد شرایط سیستم و ارتباط مطمئن با پست‌های مهم انتقال و تولید: پایش و ارتباطات مؤثر.

این فهرست جامع نیست، اما مهم‌ترین عوامل را پوشش می‌دهد. برخی از این موارد در مرحله طراحی تعیین می‌شوند، اما بهره‌بردار سیستم می‌تواند با اعمال کنترل بر عوامل دیگر، به حداکثر قابلیت اطمینان دست یابد.

ذخیره گردان (Spinning Reserve): تضمین‌کننده اصلی بهره‌برداری

ذخیره گردان (Spinning Reserve) به ظرفیت تولید موجود در سیستم که مازاد بر بار سیستم است، گفته می‌شود. این عامل احتمالاً اصلی‌ترین تضمین‌کننده بهره‌برداری مطمئن از سیستم قدرت است.

• تعیین مقدار مطلوب: مقدار ذخیره گردان مطلوب به عوامل مربوط به میزان مخاطره سیستم و اقتصاد بستگی دارد. پس از تعیین خط‌مشی، وظیفه بهره‌بردار سیستم است که این معیار را روزانه رعایت کند تا سیستم در اثر ذخیره ناکافی به مخاطره نیفتد.
• پرهیز از ذخیره زاید: به دلیل هزینه بالای تولید، بهره‌بردار باید از ذخیره زاید پرهیز کند.
• روش‌های تعیین ذخیره:
  • درصدی از حداکثر بار روزانه: این روش مطلوب نیست، زیرا ممکن است خطرات واقعی را نادیده بگیرد.
  • مبتنی بر خطر: واقع‌بینانه‌تر است و خطای پیش‌بینی بار، محدودیت‌های قانونی، و عوامل غیرعادی سیستم را در نظر می‌گیرد (مثلاً شامل پربارترین واحد، خطای پیش‌بینی بار، خطای تنظیم و فاکتور تضمینی اختیاری).

عوامل دیگر وابسته به ذخیره گردان:

• افت فرکانس: مطلوب است که فرکانس در کمترین زمان ممکن به مقدار عادی بازگردانده شود.
• محدودیت سرعت پاسخ ژنراتورها: واحدهای آبی و حرارتی در سرعت پاسخ‌دهی به برداشت بار محدودیت‌هایی دارند که باید در برنامه‌ریزی ذخیره گردان لحاظ شود.
• توزیع ذخیره: داشتن ذخیره توزیع شده در چند واحد سیستم، عامل مهمی در برقراری ذخیره گردان مناسب است، زیرا پاسخ کلی به میزان باربرداری بهتر شده و امکان ناپایداری یا اضافه بار خطوط کاهش می‌یابد.

  ظرفیت انتقال، پست‌ها، و هماهنگی تولید و بار

قابلیت انتقال و پست:

قابلیت تحمل توان خطوط انتقال و تجهیزات پست از عوامل طراحی است و تحت کنترل بهره‌برداران سیستم نیست. با این حال، پس از نصب، بهره‌بردار باید مطمئن شود که در بهره‌برداری عادی از حدود توانایی‌ها تجاوز نشود. با نظارت مکرر بر شرایط بار و ولتاژ در نقاط مختلف سیستم، بهره‌بردار قادر است برای جلوگیری از اضافه بار، تولید را تنظیم کرده یا شکل سیستم را تغییر دهد.

• آشنایی با مقادیر نامی: بهره‌برداران باید با مقادیر نامی عادی و اضافه بار تجهیزات خود آشنا باشند. برخی تجهیزات (به‌ویژه ترانسفورماتورها) می‌توانند برای مدت محدودی در باری بزرگ‌تر از مقدار نامی خود کار کنند.
• تأثیر دما: افزایش دما عامل محدودکننده بارگیری از تمام تجهیزات الکتریکی است. در دماهای پایین‌تر، امکان بارگیری بیشتر است. در شرایط اضطراری، می‌توان با افزایش فشار دیگ بخار (در واحدهای حرارتی) یا خارج کردن گرم‌کن‌ها، به طور موقت ظرفیت قابل توجهی به دست آورد.

مسائل ضریب قدرت (Power Factor):

ضریب قدرت تجهیزات تولید باید تحت نظارت مستمر بهره‌بردار سیستم باشد. اگر واحدی توان راکتیو خروجی نسبتاً بزرگی داشته باشد، حتی اگر بار مگاوات آن کمتر از مقدار نامی باشد، ممکن است از کل مقدار نامی خود خارج شود. هنگام تأمین توان راکتیو پیش‌فاز، امکان گرم شدن لایه‌های انتهایی آرمیچر ژنراتور افزایش می‌یابد که با وسایل حساس به حرارت پایش می‌شود.

مقادیر نامی خط انتقال:

نوع و اندازه هادی، طول خط و مشخصات دکل، مقادیر نامی خط انتقال را تعیین می‌کنند:

• خطوط کوتاه: محدودیت اصلی توانایی حرارتی هادی است و مقادیر نامی تابستانی (کمتر) و زمستانی (بیشتر) دارند.
• خطوط طولانی: محدودیت اصلی پایداری سیستم است و پیش از رسیدن جریان هادی به حد نهایی، به مرز ناپایداری می‌رسند.

بهره‌بردار سیستم که با توانایی‌های خط و پست آشنا باشد، می‌تواند در شرایط عادی یا خرابی، اقدامات لازم را انجام دهد تا از تجاوز از حدود توانایی‌ها جلوگیری کرده و به حداکثر قابلیت اطمینان کاری دست یابد.

هماهنگی تولید بار: قلب تپنده شبکه

هنگامی که سیستم قدرت در فرکانس عادی بهره‌برداری می‌شود و خطوط رابطه بار برنامه‌ریزی شده‌ای را حمل می‌کنند، تولید و بار هماهنگ هستند. هر گونه افزایش یا کاهش بار باید با تغییر متناظری در تولید دنبال شود.

• ابزارهای پایش: بهره‌بردار سیستم به ابزارهای نمایش‌دهنده گوناگونی مانند فرکانس سیستم، توان اندازه‌گیری شده در خطوط رابطه و خطای کنترل منطقه مجهز است.
• مسئولیت اصلی: هماهنگی بار و تولید، مسئولیت اصلی بهره‌بردار سیستم است. ابزارهایی مانند کنترل فرکانس بار و تجهیزات بخش بار خودکار، به این هماهنگی کمک می‌کنند.
• در صورت عدم کفایت تولید: اگر تولید کافی نباشد (مثلاً بر اثر خرابی‌های عمده)، فرکانس سیستم نزول می‌کند. جلوگیری از ادامه نزول فرکانس بسیار مهم است، زیرا می‌تواند منجر به قطع تجهیزات کمکی نیروگاه و حتی سقوط کامل سیستم شود.
• قطع بار خودکار (Under-frequency Load Shedding): از آنجا که بهره‌بردار سیستم وقت کمی برای ارزیابی و انجام اصلاح دستی دارد، معمولاً رله‌های زیر فرکانس نصب می‌شوند تا بار را به طور خودکار و مرحله به مرحله قطع کنند. برنامه‌های قطع بار به گونه‌ای طراحی می‌شوند که حداکثر بار پیش از آن قطع شود که فرکانس تا حدی نزول کند که وسایل کمکی نیروگاه قطع شوند.
• نقش خطوط رابط: در شبکه‌های بهم‌پیوسته عظیم، حتی قطع یک ژنراتور پربار هم افت فرکانس قابل ملاحظه‌ای ایجاد نمی‌کند. در چنین مواردی، توان از سیستم‌های بهم‌پیوسته دیگر به سیستم دچار کمبود جاری می‌شود.
• افزایش فرکانس: اگر بخش بزرگی از بار کم شود یا خطوط رابط صادرکننده توان قطع شوند، بار کمتر از تولید شده و فرکانس بالا می‌رود. این افزایش نیز باید محدود شود تا به تجهیزات مصرف‌کنندگان آسیب نرسد. کنترل افزایش فرکانس معمولاً با قطع دستی تولید انجام می‌شود.
• اصل مهم: همواره تولید و بار باید هماهنگ باشند. عدم هماهنگی منجر به تغییر فرکانس یا انحراف خطوط رابط می‌شود.

  مدیریت حوادث و بهبود قابلیت اطمینان

قطع خطوط و یا تجهیزات اتصالی شده و ایجاد امکانات:

یک روش در حفظ امنیت سیستم، قطع سریع و خودکار خطوط یا تجهیزاتی است که دچار مشکل شده‌اند. طراحی سیستم‌های رله حفاظتی توسط مهندسان انجام می‌شود، اما بهره‌برداران سیستم باید از وسایل حفاظتی نقاط مهم سیستم و کارایی مورد انتظار آن‌ها آگاه باشند.

• اطلاعات حیاتی: دانستن نوع وسایل حفاظتی و بخش‌های تحت حفاظت، به بهره‌بردار کمک می‌کند تا ماهیت و میزان اشکال را تعیین کرده و سیستم را در حداقل زمان به حالت عادی بازگرداند.
• حوادث زودگذر: بسیاری از اشکالات (مانند جرقه مقره‌ها) زودگذر هستند و سیستم‌های حفاظتی معمولاً امکان وصل مجدد خودکار (Auto-Reclosing) را فراهم می‌کنند.
• اشکالات جدی‌تر: عملکرد رله دیفرانسیل، رله افزایش ولتاژ زمین ژنراتور، نشان‌دهنده اشکالات جدی‌تر است که نیاز به قطع تجهیزات و آماده‌سازی برای تعمیر دارد.
• راهنماهای عملیاتی: معمولاً روندها و راهنماهایی برای مراحل پس از عمل انواع رله‌ها یا آزمایش‌های وصل مجدد ناموفق در دسترس است که بهره‌برداران باید به طور کامل با آن‌ها آشنا باشند.

دوباره راه‌اندازی تجهیزات تولید:

پس از قطع یک واحد ژنراتوری به دلیل خرابی، باید به سرعت آن را راه‌اندازی کرد تا تولید به حالت عادی بازگردد.

• چالش راه‌اندازی مجدد: اگر هیچ منبع تغذیه‌ای در پست نیروگاه (نه از سیستم، نه از راه‌انداز محلی، نه از مولدهای محلی) در دسترس نباشد، راه‌اندازی می‌تواند با تأخیر زیادی همراه شود.
• عوامل طراحی موثر بر قابلیت اطمینان: در طراحی پست‌ها و نیروگاه‌ها تلاش می‌شود تا با استفاده از تحریک‌کننده‌های یدکی، مجموعه ترانس‌های راه‌اندازی، وسایل کنترل باطری‌دار، یا قابلیت کار با انرژی ذخیره‌شده، قابلیت اطمینان را افزایش دهند.
• واحدهای خانگی (House Units): برخی نیروگاه‌های حرارتی دارای واحدهای “خانگی” کوچکی هستند که در افت فرکانس‌های جدی از سیستم جدا شده و تجهیزات کمکی پست را تغذیه می‌کنند. این واحدها قادرند پس از قطع کلی سیستم، با حداقل مشکل راه‌اندازی اضطراری انجام دهند.
• توربین‌های گازی: برخی نیروگاه‌ها دارای توربین گاز یا دیزل ژنراتور هستند که قابلیت تأمین توان راه‌اندازی را دارند و می‌توانند با داشتن فقط یک باطری یا منبع هوای فشرده، به سرعت راه‌اندازی شوند.
• نیروگاه‌های آبی: این نیروگاه‌ها پیچیدگی کمتری دارند و در صورت فراهم بودن منابع روغن یاتاقان‌ها و توان کنترل، قادرند در زمان‌های بسیار کوتاه راه‌اندازی و به کار مشغول شوند.
• اطلاعات ضروری برای بهره‌بردار:
  1. در دسترس بودن توان راه‌اندازی و منبع آن (واحد خانگی، دیزل، توربین گازی، یا منبع دیگر).
  2. منابعی در سیستم که می‌توانند برای راه‌اندازی نیروگاه‌های دیگر استفاده شوند.
  3. روندهای قطع و وصل کلیدها برای رساندن توان راه‌اندازی به نیروگاه‌هایی که به توان از خارج یا از سیستم نیاز دارند.

این اطلاعات معمولاً در کتابچه‌های اطلاعات اضطراری در دسترس هستند و بهره‌برداران سیستم باید به طور کامل آن‌ها را درک کنند تا در صورت وقوع خاموشی مهم، بتوانند در حداقل زمان امکانات را بازگردانند.

بهره‌برداری از تجهیزات هنگام نبودن منابع عادی انرژی:

در حالات اضطراری، ممکن است منابع عادی انرژی برای بهره‌برداری از تجهیزاتی مانند کلیدهای قدرت و کلیدهای هوایی موتوری در دسترس نباشند.

• منابع تغذیه جایگزین: کلیدهای قدرت، چه روغنی، چه هوایی یا گازی، به مکانیزمی مجهز هستند که آن‌ها را باز و بسته می‌کند (مانند سلونوئید، وسایل فنری). برای استقلال از قدرت سیستم، معمولاً باطری‌هایی با ظرفیت کافی برای چند بار باز و بسته کردن کلیدها در پست نصب می‌شود.
• راهکارهای اضطراری: در صورت خرابی باطری‌ها، می‌توان از وسایل اضطراری استفاده کرد. برای کلیدهای فنری، می‌توان از دسته‌ای برای فشردن فنر استفاده کرد. در کلیدهای بادی، می‌توان بطری نیتروژنی را به طور موقت به سیستم هوایی متصل کرد. کلیدهای هوایی موتوری را نیز معمولاً می‌توان به شکل دستی یا با کوک کردن یک عامل فنری به کار انداخت.

نکته مهم: حتی در صورت قطع منابع معمولی انرژی، می‌توان روش‌هایی را ابداع کرد که امکان بهره‌برداری در شرایط اضطراری را بدهد.

ترکیبات قابل گزینش (Flexible Configurations):

ترکیب عادی خطوط انتقال و توزیع و ارتباط به شین‌های پست، تقسیم بار مناسب را تأمین کرده و ریسک حاصل از اشکال در شین یا مجموعه ترانس را به حداقل می‌رساند و عملکرد صحیح رله‌ها را تضمین می‌کند. در شرایط اضطراری، بهره‌برداران سیستم موظفند ترکیبات دیگری از خطوط و تجهیزات پست را به کار گیرند تا با حداقل تأخیر به کار بازگردند.

• مثال‌ها: موازی کردن خطوط روی یک شین کمکی، یا استفاده از کلیدهای موازی در شین‌ها برای جایگزینی کلید آسیب‌دیده، بخش کردن خط، یا اتصال رابطه‌ای به سازه‌های انتهایی.
• اهمیت شناخت سیستم: نمی‌توان تمام گزینه‌ها را پیش‌بینی کرد؛ بنابراین، شناخت نزدیک یک سیستم به بهره‌بردار کمک می‌کند تا در صورت نیاز و عدم دسترسی به روند از پیش آماده، ترکیب اضطراری جدیدی ابداع کند.

ارتباط با سیستم‌های دیگر (Interconnections):

در هنگام خرابی، ارتباط با سیستم‌های دیگر کمک چشمگیری به سیستم قدرت است. در صورت قطع بخش عظیمی از تولید، انرژی از سیستم‌های اطراف به سیستم دارای کمبود جاری می‌شود.

• ذخیره مشترک: توانایی ذخیره مشترک، یکی از انگیزه‌های مهم ارتباط سیستم‌های قدرت است. ارتباط سیستم‌ها مقدار افت فرکانس را کاهش می‌دهد.
• مدیریت آشفتگی‌ها: آشفتگی‌های جدید می‌تواند منجر به اضافه بار خطوط رابط و حتی ناپایداری آن‌ها شود. حفظ ذخیره گردان کافی با قابلیت پاسخ سریع، تأسیسات رله هماهنگ بار (زیر فرکانس) و تنظیم مناسب رله‌های خط رابط معمولاً از توسعه آشفتگی‌ها و خاموشی همگانی منطقه جلوگیری می‌کند.
• تصمیم‌گیری در شرایط بحرانی: اگر شرایط خرابی با کاهش توان همراه شود و قدرت به خارج می‌رود، مطلوب خواهد بود که با باز کردن خطوط رابط، حداقل بخشی از منطقه را نجات دهیم. این روندها به خوبی تشریح شده‌اند (مثلاً در راهنمایی شماره ۹ کمیته ارتباط ما بین سیستم‌های قدرت آمریکای شمالی). با حفظ بخشی از منطقه، می‌توان بسیار سریع‌تر به بهره‌برداری عادی بازگشت.

نشان دادن شرایط سیستم و ارتباطات:

بهره‌برداران سیستم باید به وسایل ارتباطی و علامت‌رسانی که آن‌ها را از شرایط سیستم آگاه می‌کنند، اعتماد کنند. اطلاعات کلیدی از راه دور به مراکز پخش بار فرستاده می‌شوند.

• کانال‌های ارتباطی: از کانال‌ها و مدارات تلفنی برای کنترل خودکار و سرپرستی تجهیزات، تماس تلفنی بین بهره‌برداران پست‌های گوناگون و بین مراکز کنترل سیستم‌های مرتبط استفاده می‌شود.
• قابلیت اطمینان ارتباط: قابلیت اطمینان کانال‌های اندازه‌گیری از راه دور، کنترل و صوت بسیار اهمیت دارد. برای این منظور، از روش‌های گوناگونی مانند اجاره کانال‌ها از شرکت‌های تلفن، استفاده از مدارات حامل روی خطوط انتقال قدرت، و نصب سیستم‌های مایکروویو شخصی استفاده می‌شود.
• تضمین ارتباط: برای تضمین قابلیت اطمینان، معمولاً برای مراکز مهم بیش از یک مسیر ارتباطی فراهم می‌شود (از طریق مسیرهای گوناگون برای به حداقل رساندن احتمال خرابی همزمان).
• منابع تغذیه مستقل: منبع تغذیه پایانه‌ها و پست‌های تکرارکننده مایکروویو و حامل خط قدرت، از قدرت سیستم مستقل است یا منبع توان کمکی برای کار در موارد قطع سیستم قدرت در دسترس است.

با انجام مراقبت کافی در طرح تأسیسات ارتباطی، بهره‌بردار سیستم اطمینان کافی دارد که در تمام لحظات امکان برقراری تماس با نقاط کلیدی وجود دارد و می‌تواند برای دست‌یابی به حداکثر قابلیت اطمینان سیستم اقدام کند.

کنترل عبور توان به وسیله ترانسفورماتورهای انتقال فازدهنده:

هرگاه عبور توان بین سیستم‌های قدرت یا در یک سیستم، دو یا چند مسیر موازی وجود داشته باشد، بار متناسب با معکوس امپدانس مسیر تقسیم می‌شود.

• مشکل تقسیم بار نامناسب: گاهی خط انتقالی با قابلیت حمل توان بزرگ‌تر ممکن است طولانی‌تر بوده و امپدانس بیشتری از خط کوتاه با ظرفیت بار کم داشته باشد. اگر چنین خطوطی موازی شوند، ممکن است خط دارای توانایی کمتر، پیش از رسیدن خط بزرگ‌تر به ظرفیت کامل، بیش از حد بار شود.
• تأثیر تنظیم ولتاژ: اگر ولتاژ خط دارای امپدانس زیاد با نصب ترانسفورماتور تنظیم ولتاژ افزایش یا کاهش یابد، تقسیم بار بین خطوط تغییر نمی‌کند، اما عبور توان راکتیو بیشتر می‌شود که تلفات مربوطه را به دنبال دارد.
• کنترل توان با جابجایی فاز: عبور توان از یک خط متناسب با جابجایی فاز زاویه‌ای بین طرفین فرستنده و گیرنده خط است. این نکته نشان می‌دهد که چگونه می‌توان توان را بین خطوط موازی کنترل کرد.
• رگولاتورهای القایی یا پله‌ای: این دستگاه‌ها شامل یک سیم‌پیچ تحریک و یک سیم‌پیچ سری هستند. رگولاتورهای ولتاژ القایی، سیم‌پیچ سری را نسبت به سیم‌پیچ تحریک موازی جابجا می‌کنند. ولتاژ القا شده در سیم‌پیچ سری از امپدانس زاویه‌ای روتور نسبت به استاتور تأثیر می‌پذیرد. رگولاتورهای القایی به دلیل مشکلات مکانیکی محدودیت اندازه دارند و معمولاً در خطوط توزیع به کار می‌روند. بحث فعلی به رگولاتورهای پله‌ای محدود می‌شود.

 

 

مطالعه بیشتر