صفحه 3 از 11: « پیشین 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 پسین »

پرو‍ژه

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#21 Posted: 12 Dec 2011 17:37

فرایند های ترمو دینامیکی - آکاایران

فرآیند عبارتست از تغییر از یک حالت تعادل به حالت تعادل دیگر.
مقدمه
یک حالت تعادل با مقادیر پارامترهای ماکروسکوپیک T ، V ، P مشخص می‌شود. مقادیر ماکروسکوپیک و روشهای اندازه گیری P و V نیاز به توضیحات اضافی ندارند.
یک گاز ایده‌آل می‌تواند به صورت گازی که از قانون بویل _ ماریوت بر طبق قاعده زیر تبعیت می‌کند، تعریف شود:
برای یک گاز با جرم ثابت ، فشار حاصل شده توسط حجم فقط بستگی به درجه حرارت دارد. می‌دانیم که درجه حرارت ثابت همان دمای ثابت است. بنابراین منظور ما با بیان درستی قانون بویل _ ماریوت برای تمامی دماهای ممکنه ، کاملا واضح است. در حالیکه خود دما هنوز تعیین نشده است. در نتیجه ما می‌توانیم قبل از تعریف نحوه اندازه گیری درجه حرارت ، ایده‌آل بودن یک گاز را بررسی کنیم.

اگر ایده‌آل بودن گاز مشخص شود، ما می‌توانیم بستگی دمایی ،PV را از فرمول مسلم فرض کنیم. بعد از این ، گاز ایده‌آل به عنوان جسم دماسنجی بکار برده می‌شود، در حالیکه درجه حرارت بر طبق رابطه قبل با در نظر گرفتن P به عنوان ویژگی دماسنجی مشخص می‌شود. این ویژگی که به این صورت تعریف می‌شود، درجه حرارت نامیده می‌شود و در ادامه به عنوان T معین می‌شود.
بنابراین می‌توان فرض کرد که سومین پارامتر ماکروسکوپیک T که یک حالت تعادل سیستم را مشخص می‌کند، تعریف شده است. ما یک فرآیند را تحول یا انتقال از یک حالت تعادل به حالت تعادل دیگر می‌نامیم. یعنی انتقال از برخی مقادیر ، ، مربوط به پارامترها ، به مقادیر دیگر ، ، . در این تعریف ضروری است که حالتهای اولیه و نهایی ، حالتهای تعادل باشند.

انواع فرآیندها
فرآیند ناترازمندی یا عدم تعادل
فرآیند تعادلی
فرآیند برگشت پذیر
فرآیند برگشت ناپذیر

فرآیندهای ناترازمندی یا عدم تعادل
فرض کنید برای مثال باید به یک حالتی با حجم متفاوت برسیم. واضح است که اگر تحول به آرامی انجام نشود، فشار به همراه دما برای مدت زیادی در این حجم ثابت نخواهد ماند. در حالت کلی ، صحبت درباره هر فشار و دمای معینی بی‌معنی خواهد بود، چون آنها در نقاط مختلف ، متفاوت خواهد بود. به علاوه ، توزیع فشار و دما در یک حجم فقط به حالتهایی اولیه و نهایی بستگی ندارد، بلکه به نحوه انجام این تحول نیز وابسته است. بنابراین حالتهای میانی در یک چنین فرایندی ، ناترازمند هستند. این فرآیند ، فرآیند ناترازمندی (فرآیند عدم تعادل) نامیده می‌شود.

فرآیند تعادلی
یک تحول می‌تواند به طرق مختلفی تکامل یابد. یعنی بی‌نهایت آرام صورت گیرد. بعد از یک تغییر بسیار کوچک در پارامترها ، تغییر بعدی تا رسیدن سیستم به حالت تعادل صورت نمی‌گیرد، یعنی تمام پارامترها در سراسر سیستم ، با مقادیر ثابت فرض می‌شوند. بعد از آن مرحله بعدی صورت می‌گیرد و به همین ترتیب ادامه می‌یابد. بنابراین ، تمامی فرآیند شامل حالتهای تعادلی متوالی است. چنین فرایندی، فرآیند تعادلی نامیده می‌شود. در معادله حالت یک گاز ایده‌آل ، ، دو تا از پارامترها (هر کدام) می‌توانند به عنوان پارامترهای مستقل در نظر گرفته شوند و مشخص کننده فرآیند باشند. یک نمونه از این فرآیند در انتقال از حالت و به حالت و در نظر گرفته می‌شود. در هر نقطه از این فرآیند ، دما منحصرا از معادله حالت بدست می‌آید.

فرآیندهای برگشت پذیر و برگشت ناپذیر
فرآیندی که در تحول برگشت از حالت نهایی به حالت اولیه توسط حالت میانی ، نظیر فرآیند جلو برنده ، انجام گیرد، فرآیند بازگشت پذیر نامیده می‌شود.
اگر فرآیند برگشت ، بوسیله همان حالت میانی غیر ممکن باشد، فرآیند بازگشت ناپذیر است.
واضح است که یک فرایند غیر تعادلی (ناتراز مندی) در حالت کلی نمی‌تواند برگشت پذیر باشد. از طرف دیگر ، یک فرآیند تعادلی همواره برگشت پذیر است. البته این به آن معنا نیست که مفهوم فرآیند برگشت پذیر ، معادل یک فرآیند بسیار آرام (کند) باشد. برخی فرآیندهای بی‌نهایت آرام غیر قابل برگشت (برگشت ناپذیر) هستند. برای مثال تغییر شکل مومسان (پلاستیکی) جامدات ممکن است به صورت بی‌نهایت آرام صورت گیرد، ولی با وجود این یک فرآیند برگشت ناپذیر است.
بنابراین از این پس فقط فرآیندهای برگشت پذیر را در نظر خواهیم گرفت. به مثالی در مورد انبساط همدما (تک دما) در یک گاز توجه کنید. گازی با حجم اولیه در ظرفی که با پیستونی مسدود شده است، قرار دارد. برای کنترل فشار پیستون روی آن دانه‌های شن و ماسه ریخته شده است. بعد از اینکه حجم گاز از به V افزایش یافت. انتقال بعدی دانه‌های شن و ماسه از روی پیستون متوقف می‌شود. گاز مراحل متوالی را طی کرده است که در هر کدام از مراحل مقادیر حجم و فشار معین بود، در حالی که درجه حرارت ثابت می‌ماند. کار انجام گرفته توسط گاز برابر بیرون راندن هوای اتمسفری از حجمی است که اکنون توسط گاز در داخل سیلندر اشغال شده است و پیستون به همراه شن تا ارتفاع مشخصی بالا برده شده است. دانه‌های شن که به منظور بالا بردن پیستون تا ارتفاعهای مختلف در آنجا قرار داده شده‌اند، برداشته می‌شوند.
حال بیایید به تدریج پیستون را با دانه‌های شن پر کنیم که قبلا به منظور بالا بردن پیستون برداشته شده بودند و آن را به ارتفاع اولیه برسانیم. این دانه‌های شن ، جرم پیستون را افزایش می‌دهند. در نتیجه ، فشار گاز افزایش می‌یابد و با شروع فشرده شدن ، حجم آن کاهش می‌یابد. کل فرآیند در جهت معکوس انجام می‌گیرد و دما به علت مبادله گرما با محیط پیرامون در یک مقدار ثابت باقی می‌ماند. فشار گاز مربوط به هر کدام از وضعیتهای سیلندر نظیر فرآیند انبساط گاز است. در نتیجه ، با کاهش حجم ، گاز موجود در سیلندر تمامی حالتهای فرآیند انبساط را طی می‌کند. ولی این بار نظم (ترتیب) در جهت عکس است.
وقتی که گاز تا حجم فشرده می‌شود، پیستون همه دانه‌های شن را که قبلا برداشته شده بود، حمل می‌کند. حال جرم پیستون به همراه شن برابر است. بنابراین کل سیستم به حالت اولیه برگشته است. انبساط و فشرده شدن (انقباض) گاز به صورت معکوش صورت می‌گیرد.
همچنین گاز می‌تواند به صورت بازگشت ناپذیر انبساط یابد، برای مثال با برداشتن سریع تمامی دانه‌های شن از روی پیستون ، وقتی که پیستون در پایین‌ترین موقعیت است. در این صورت جرم پیستون بدون شن به اندازه کافی سبک خواهد بود. تحت این شرایط ، پیستون با شتاب زیادی به سمت بالا حرکت خواهد کرد و در نتیجه حجم گاز افزایش خواهد یافت. در این حالت درجه حرارت تغییر می‌کند و در قسمتهای مختلف حجم سیلندر مقادیر متفاوتی را خواهد داشت و فقط حجم گاز مقدار معینی را دارا خواهد بود. حالت گاز موجود در سیلندر با هیچ یک از مقادیر P و V قابل توصیف نیست. بدین علت فرآیند نمی‌تواند با یک خط پیوسته نظیر فرآیندهای برگشت پذیر نمایش داده شود.

نکته 1
تمامی حالتهای میانی در یک فرآیند تعادلی ، حالتهای متعادل هستند. در حالیکه حالتهای میانی در یک فرآیند ناترازمند ، شامل حالتهای ناترازمندی هستند.
فرآیندهای تعادلی برگشت پذیر هستند، در حالیکه فرآیندهای ناترازمندی ، برگشت ناپذیر هستند.
یک فرایند بی‌نهایت آرام (کند) لزوما یک فرآیند تعادلی و برگشت پذیر نیست.

نکته 2
تغییر حالت در یک سیستم همواره با یک تحول به حالت غیر تعادلی یادآوری می‌شود. هر چه تغییر در سیستم سریع‌تر صورت گیرد، اهمیت انحراف از حالت غیر تعادلی بیشتر می‌شود. برای برگشت به حالت تعادل مقدار زمان زیادی لازم است. از این رو با تغییر حالت سیستم به صورت بسیار آرام ، ما سیستم را از حالت تعادل خارج نخواهیم کرد و از طرف دیگر ، با زمان‌دهی کافی به سیستم برای برگشت به حالت تعادل در هر مرحله میانی ، سیستم از حالت تعادل خارج نخواهد شد. در نتیجه سیستم حالتهای تعادلی متوالی را طی خواهد کرد.
تقریبی در نظر گرفتن این اظهارات و فرض کردن این که سیستم فقط یک رشته حالتهای نزدیک تعادلی و نه خود تعادلی را طی می‌کند، کاملا اشتباه است و در واقع خود حالت تعادل توسط افت و خیزهایی بوسیله حالتهای غیر تعادلی بدست می‌آید. بنابراین اگر حالتهای نزدیک تعادل با حالتهای تعادلی بوسیله مقدار کوچکی نسبت به حالتهای افت و خیز تفاوت داشته باشد، آنها به سادگی می‌توانند به عنوان حالتهای تعادلی در نظر گرفته شوند. این مطلب همواره می‌تواند حاصل شود، به شرطی که فرآیند به اندازه کافی آرام انجام گیرد

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#22 Posted: 12 Dec 2011 17:38

اریخچه فوتونیک

با اختراع لیزر و پس از آن ساخت فیبر نوری حوزه شاخه اپتیک در فیزیک آنقدر گسترده گردید و کاربردهای آن آنقدر زیاد شد که شاخه ای جدید در علم متولد گردید که به فوتونیک موسوم گردید. این شاخه جدید در سه گرایش الکترونیک، مخابرات و فیزیک کار خود را شروع نمود.

فوتونیک- الکترونیک

پیشرفت روز افزون تکنولوژی و ساخت قطعات الکترونیکی کوچک و کوچکتر تا به آنجا ادامه یافته است که امروزه پیش بینی می شود که در چند سال آینده دیگر نتوان قطعاتی از این کوچکتر ساخت که قادر به عبور جریان الکتریسیته باشند به گونه ای که در آنها عبور یک الکترون برابر خواهد بود با برقراری جریان و عدم عبور آن یعنی قطع جریان الکتریکی. این مساله باعث شده تحلیل مدارات دیگر از حوزه الکترونیک کلاسیک خارج شده و بررسی چنین سیستمی بر عهده مکانیککوانتوم نهاده شود که دارای مشکلات خود می باشد. این امر باعث شده تا دانشمندان به فکر جایگزینی برای الکترون بیافتند تا مشکلات الکترون را نداشته باشد و در اولین گزینه ها فوتون یعنی کوانتای نور را جایگزینی مناسب یافتند. پس از این پس باید به دنبال ساخت ادواتی بود که جای ادوات الکترونیکی را در مدارات بگیرد و در آنها فوتون نقش اساسی را بازی کند. تحقیقاتی که این هدف را دنبال می کنند در حوزه فوتونیک شاخه الکترونیک آن بررسی می شود و بر عهده این بخش است.

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#23 Posted: 12 Dec 2011 17:38

شبکه هاي بي سيم در رباتيک - آکاایران

نياز روز افزون به پويايي كارها، استفاده از تجهيزاتي مانند تلفن همراه، پيجرها، بواسطه وجود شبكه هاي بي سيم امكان پذير شده است

اگر كاربر يا شركت يا برنامه كاربردي خواهان آن باشد كه داده و اطلاعات مورد نياز خود را به صورت متحرك در هر لحظه در اختيار داشته باشند شبكه هاي بي سيم جواب مناسبي براي آنها است

وقتي از شبكه اطلاع‌رساني سخن به ميان مي‌آيد، اغلب كابل شبكه به عنوان وسيله انتقال داده در نظر گرفته مي‌شود در حالي كه چندين سال است كه استفاده از شبكه سازي بي‌سيم در دنيا آغازگرديده است تا همين اواخر يك LAN بي‌سيم با سرعت انتقال پايين و خدمات غيرقابل اعتماد و مترادف بود، اما هم اكنون تكنولوژي‌هاي LAN بي‌سيم خدمات قابل قبولي را با سرعتي كه حداقل براي كاربران معمولي شبكه كابلي پذيرفته شده مي‌باشد، فراهم مي‌كنند. WLAN ها ( يا LAN هاي بي‌سيم ) از امواج الكترومغناطيسي ، راديويي يا مادون قرمز براي انتقال اطلاعات از يك نقطه به نقطه ديگر استفاده مي‌كنند امواج راديويي اغلب به عنوان يك حامل راديويي تلقي مي‌گردند، چرا كه اين امواج وظيفه انتقال انرژي الكترومغناطيسي از فرستنده را به گيرنده دورتر از خود بعهده دارند. داده هنگام ارسال بر روي موج حامل راديويي سوار مي‌شود و در گيرنده نيز به راحتي از موج حامل تفكيك مي‌گردد. به اين عمل مدولاسيون اطلاعات به موج حامل گفته مي‌شود. هنگامي كه داده با موج راديويي حامل مدوله مي‌شود، سيگنال راديويي داراي فركانس‌هاي مختلفي علاوه بر فركانس اصلي موج حامل مي‌گردد. به عبارت ديگر فركانس اطلاعات داده به فركانس موج حامل اضافه مي‌شود. در گيرنده راديويي براي استخراج اطلاعات، گيرنده روي فركانس خاصي تنظيم مي‌گردد و ساير فركانس‌هاي اضافي فيلتر مي‌شوند

در اين مقال قصد داريم به بيان كلياتي در رابطه با شبكه‌هاي بي‌سيم و كابلي پرداخته تا در رباتيك و برقراري ارتباط wireless و كنترل remote ربات ها مورد استفاده قرار بدهيم.

شبكه هاي محلي (LAN ) براي خانه و محيط كار مي توانند به دو صورت كابلي (Wired ) يا بي سيم (Wireless ) طراحي گردند. درابتدا اين شبكه ها به روش كابلي با استفاده از تكنولوژي Ethernet طراحي مي شدند اما اكنون با روند رو به افزايش استفاده از شبكه هاي بي سيم با تكنولوژي Wi-Fi مواجه هستيم

در شبكه هاي كابلي (كه در حال حاضر بيشتر با توپولوژي ستاره اي بكار مي روند ) بايستي از محل هر ايستگاه كاري تا دستگاه توزيع كننده (هاب يا سوئيچ ) به صورت مستقل كابل كشي صورت پذيرد (طول كابل ازنوع CAT5 نبايستي 100 متر بيشتر باشد در غير اينصورت از فيبر نوري استفاده مي گردد) كه تجهيزات بكار رفته از دو نوع غير فعال (Passive ) مانند كابل ، پريز، داكت ، پچ پنل و...... . و فعال (Active ) مانند هاب ،سوئيچ ،روتر ، كارت شبكه و...... هستند .

موسسه مهندسي IEEE استانداردهاي u 802.3 را براي Fast Ethernet و b/g802.3 وz802.3 را براي Gigabit Ethernet ( مربوط به كابلهاي الكتريكي و نوري ) در نظر گرفته است.

در يك ساختار WLAN، يك دستگاه فرستنده و گيرنده مركزي،(Access Point (AP خوانده مي‌شود. AP با استفاده از كابل شبكه استاندارد به شبكه محلي سيمي متصل مي‌گردد كه هر ايستگاه كاري مي تواند حداكثر تا فاصله 30 متر ي آن ( بدون مانع ) قرار گيرد. در حالت ساده،‌ گيرنده AP وظيفه دريافت، ذخيره و ارسال داده را بين شبكه محلي سيمي و WLAN بعهده دارد . AP با آنتني كه به آن متصل است، مي‌تواند در محل مرتفع و يا هر مكاني كه امكان ارتباط بهتر را فراهم مي‌كند ، نصب شود. هر كاربر مي‌تواند از طريق يك كارت شبكه بي‌سيم (Wireless Adapter) به سيستم WLAN متصل شود. اين كارت‌ها به صورت استاندارد براي رايانه‌هاي شخصي و كيفي ساخته مي‌شوند. كارت WLAN به عنوان واسطي بين سيستم عامل شبكه كاربر و امواج دريافتي از آنتن عمل مي‌كند. سيستم عامل شبكه عملاً درگير چگونگي ارتباط ايجاد شد نخواهد بود.

امروزه استاندارد غالب در شبكه‌هاي WLAN، IEEE802.11 مي‌باشد. گروهي كه بر روي اين استاندارد كار مي‌كند در سال 1990 با هدف توسعه استاندارد جهاني شبكه‌ سازي بي‌سيم با سرعت انتقال 1 تا 2 مگابيت در ثانيه شكل گرفت. استاندارد مذكور با نام IEEE 802.11 شناخته مي‌شود. استاندارد IEEE802.11b كه جديدتر است، سرانتقال را تا 5/5 و 11مگابيت در ثانيه مي‌افزايد. هر دونوع شبكه هاي كابلي و بي سيم ادعاي برتري بر ديگري را دارند اما انتخاب صحيح با در نظر گرفتن قابليتهاي آنها ميسر مي باشد.

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#24 Posted: 12 Dec 2011 17:39

شبکه های بیسیم رباتیک -آکاایران

نياز روز افزون به پويايي كارها، استفاده از تجهيزاتي مانند تلفن همراه، پيجرها، بواسطه وجود شبكه هاي بي سيم امكان پذير شده است

اگر كاربر يا شركت يا برنامه كاربردي خواهان آن باشد كه داده و اطلاعات مورد نياز خود را به صورت متحرك در هر لحظه در اختيار داشته باشند شبكه هاي بي سيم جواب مناسبي براي آنها است

وقتي از شبكه اطلاع‌رساني سخن به ميان مي‌آيد، اغلب كابل شبكه به عنوان وسيله انتقال داده در نظر گرفته مي‌شود در حالي كه چندين سال است كه استفاده از شبكه سازي بي‌سيم در دنيا آغازگرديده است تا همين اواخر يك LAN بي‌سيم با سرعت انتقال پايين و خدمات غيرقابل اعتماد و مترادف بود، اما هم اكنون تكنولوژي‌هاي LAN بي‌سيم خدمات قابل قبولي را با سرعتي كه حداقل براي كاربران معمولي شبكه كابلي پذيرفته شده مي‌باشد، فراهم مي‌كنند. WLAN ها ( يا LAN هاي بي‌سيم ) از امواج الكترومغناطيسي ، راديويي يا مادون قرمز براي انتقال اطلاعات از يك نقطه به نقطه ديگر استفاده مي‌كنند امواج راديويي اغلب به عنوان يك حامل راديويي تلقي مي‌گردند، چرا كه اين امواج وظيفه انتقال انرژي الكترومغناطيسي از فرستنده را به گيرنده دورتر از خود بعهده دارند. داده هنگام ارسال بر روي موج حامل راديويي سوار مي‌شود و در گيرنده نيز به راحتي از موج حامل تفكيك مي‌گردد. به اين عمل مدولاسيون اطلاعات به موج حامل گفته مي‌شود. هنگامي كه داده با موج راديويي حامل مدوله مي‌شود، سيگنال راديويي داراي فركانس‌هاي مختلفي علاوه بر فركانس اصلي موج حامل مي‌گردد. به عبارت ديگر فركانس اطلاعات داده به فركانس موج حامل اضافه مي‌شود. در گيرنده راديويي براي استخراج اطلاعات، گيرنده روي فركانس خاصي تنظيم مي‌گردد و ساير فركانس‌هاي اضافي فيلتر مي‌شوند

در اين مقال قصد داريم به بيان كلياتي در رابطه با شبكه‌هاي بي‌سيم و كابلي پرداخته تا در رباتيك و برقراري ارتباط wireless و كنترل remote ربات ها مورد استفاده قرار بدهيم.

شبكه هاي محلي (LAN ) براي خانه و محيط كار مي توانند به دو صورت كابلي (Wired ) يا بي سيم (Wireless ) طراحي گردند. درابتدا اين شبكه ها به روش كابلي با استفاده از تكنولوژي Ethernet طراحي مي شدند اما اكنون با روند رو به افزايش استفاده از شبكه هاي بي سيم با تكنولوژي Wi-Fi مواجه هستيم

در شبكه هاي كابلي (كه در حال حاضر بيشتر با توپولوژي ستاره اي بكار مي روند ) بايستي از محل هر ايستگاه كاري تا دستگاه توزيع كننده (هاب يا سوئيچ ) به صورت مستقل كابل كشي صورت پذيرد (طول كابل ازنوع CAT5 نبايستي 100 متر بيشتر باشد در غير اينصورت از فيبر نوري استفاده مي گردد) كه تجهيزات بكار رفته از دو نوع غير فعال (Passive ) مانند كابل ، پريز، داكت ، پچ پنل و...... . و فعال (Active ) مانند هاب ،سوئيچ ،روتر ، كارت شبكه و...... هستند .

موسسه مهندسي IEEE استانداردهاي u 802.3 را براي Fast Ethernet و b/g802.3 وz802.3 را براي Gigabit Ethernet ( مربوط به كابلهاي الكتريكي و نوري ) در نظر گرفته است.

در يك ساختار WLAN، يك دستگاه فرستنده و گيرنده مركزي،(Access Point (AP خوانده مي‌شود. AP با استفاده از كابل شبكه استاندارد به شبكه محلي سيمي متصل مي‌گردد كه هر ايستگاه كاري مي تواند حداكثر تا فاصله 30 متر ي آن ( بدون مانع ) قرار گيرد. در حالت ساده،‌ گيرنده AP وظيفه دريافت، ذخيره و ارسال داده را بين شبكه محلي سيمي و WLAN بعهده دارد . AP با آنتني كه به آن متصل است، مي‌تواند در محل مرتفع و يا هر مكاني كه امكان ارتباط بهتر را فراهم مي‌كند ، نصب شود. هر كاربر مي‌تواند از طريق يك كارت شبكه بي‌سيم (Wireless Adapter) به سيستم WLAN متصل شود. اين كارت‌ها به صورت استاندارد براي رايانه‌هاي شخصي و كيفي ساخته مي‌شوند. كارت WLAN به عنوان واسطي بين سيستم عامل شبكه كاربر و امواج دريافتي از آنتن عمل مي‌كند. سيستم عامل شبكه عملاً درگير چگونگي ارتباط ايجاد شد نخواهد بود.

امروزه استاندارد غالب در شبكه‌هاي WLAN، IEEE802.11 مي‌باشد. گروهي كه بر روي اين استاندارد كار مي‌كند در سال 1990 با هدف توسعه استاندارد جهاني شبكه‌ سازي بي‌سيم با سرعت انتقال 1 تا 2 مگابيت در ثانيه شكل گرفت. استاندارد مذكور با نام IEEE 802.11 شناخته مي‌شود. استاندارد IEEE802.11b كه جديدتر است، سرانتقال را تا 5/5 و 11مگابيت در ثانيه مي‌افزايد. هر دونوع شبكه هاي كابلي و بي سيم ادعاي برتري بر ديگري را دارند اما انتخاب صحيح با در نظر گرفتن قابليتهاي آنها ميسر مي باشد

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#25 Posted: 12 Dec 2011 17:40

صنعت برق و اهمیت زیربنایی منابع انسانی

دهم اردیبهشت ماه یکروز قبل از روز جهانی کارگر، روز صنعت برق در کشور است. روزی که بار دیگر توان، استعداد، خلاقیت، تلاش و ایثار همه مدیران عالی، پایه‌ای و میانی، کارشناسان، کارگران، مهندسان، صنعتگران و همه کارکنان صنعت برق کشور مورد توجه قرار می‌گیرد.
نیروی انسانی، امروزه از اهمیت حیاتی و زیربنایی برخوردار است. اگر در آغاز قرن بیستم و میانه این سده و حتی در دهه‌های پایانی این قرن موضوع سرمایه‌گذاری مالی در بخشهای مختلف اقتصادی و صنایع به ویژه صنعت برق بسیار مهم بود این روزها در دهه اول قرن بیست و یکم موضوع نیروی انسانی جزو مباحث بنیادی و اساسی در تمامی صنایع و اقتصاد کشورها از جمله صنعت برق است...

صنعت برق و اهمیت زیربنایی منابع انسانی

در سالهای اخیر کارکنان توانمند و متعهد صنعت برق کشور به عنوان محور توسعه تحت آرمانی به عنوان آرمان صنعت برق در بعد نیروی انسانی فعال بوده‌اند. یکی از ویژگی‌های این آرمان، تامین برق مطمئن از سوی کارکنان صنعت برق برای میلیونها مشترک بوده است به گونه‌ای که نیروی انسانی صنعت برق باید توانایی، دانش و مهارت کافی را در استفاده از علم و فناوری مرتبط با صنعت برق داشته باشند تا با استفاده از تاسیسات و سازماندهی موجود بتوانند برق مطمئن و پایدار را برای مصرف‌کنندگان تامین کنند. نیروی انسانی صنعت برق در چارچوب این آرمان قطعاَ بهره‌وری بالایی خواهند داشت و از طریق این بهره‌وری از منابع در اختیار تا حد امکان و لزوم بهره می‌گیرند. همه این کوششها بدین منظور انجام می‌شود که برق به عنوان یک کالای استراتژیک ارزشمند به شکل اقتصادی در اختیار مصرف‌کنندگان قرار بگیرد.
ارتقای رضایت همگانی، توسعه مشارکت عمومی و تبعیت از تفکر و مدیریت سیستمی از دیگر آرمانهای صنعت برق در بعد نیروی انسانی است. قطعاً نیروی انسانی صنعت برق با بهره‌گیری از دانش، تخصص، تجربه، کارآمدی و تحصیلات خود باید از کیفیتی برخوردار باشد که بتواند زمینه رضایت همگانی مشترکان را فراهم کند. از سوی دیگر کارکنان صنعت برق با مجهزشدن به دیدگاه توسعه مشارکت عمومی، باید زمینه حضور تمامی شخصیت‌های حقیقی و حقوقی را برای مشارکت در تامین برق و حضور در بازار برق و توسعه سیستم‌های سازمانی مبتنی بر رقابت فراهم آورند که این امر مستلزم بینش و نگرش اصولی و زیربنایی در این ارتباط است. تبعیت از مدیریت و تفکر سیستمی که خاص مدیران رده‌های مختلف سازمانی در صنعت برق است بر این پایه متکی است که با برقراری مدیریت سیستمی در تمامی ابعاد و پایه‌گذاری آن در سطوح مختلف صنعت برق که مدیران و کارشناسان و کارکنان هستند که همه آنها باید با تفکر سیستمی آشنا بوده و به آن مجهز باشند.
بنابراین تحولی عمیق و وسیع در جنبه‌های مختلف انسانی در بین کارکنان صنعت برق ضروری است. در چارچوب چنین نگرشی است که از یک طرف باید نیروی انسانی با سطح تحصیلات بالا و مناسب را در صنعت برق جذب و استخدام کرد تا علاوه بر اینکه توانایی استفاده از فناوری پیشرفته و پیچیده صنعت برق را داشته باشند به طور مداوم نیز تحت آموزش قرار بگیرند تا دانش و علم آنان روز به روز متناسب با فن‌آوری‌های روز صنعت برق دنیا ارتقاء یابد.
از سوی دیگر بررسی‌ها حاکی از آن است که نگرشها و رفتارهای فردی و گروهی کارکنان صنعت برق به گونه‌ای باید متحول شود که کارکنان و منابع انسانی همپای تغییرات و فن‌آوری‌های روز جهان حرکت کرده و پیشرفت کنند.
هم‌اکنون با اینکه در سالهای اخیر تعداد نیروی انسانی در بدنه کارشناسی صنعت برق کاهش یافته است اما نیروی انسانی به شکل کیفی در این صنعت ارتقاء یافته‌اند.
بهرصورت برگزاری روز صنعت برق و روز جهانی کارگر زمینه و فرصت مناسبی را برای توجه به منابع انسانی در این صنعت مادر و حیاتی فراهم می‌کند…

منبع:ویستا
ویرایش وتلخیص:آکاایران

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#26 Posted: 12 Dec 2011 17:40

ترانسفورماتورهای اندازه‌گیری ولتاژ

در حالت‌ کلی‌ ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ به‌ دو گروه‌ عمده‌ تقسیم‌ می‌شوند.این‌ دو گروه‌ عبارتند از: ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ سلفی‌ یا مغناطیسی‌ وترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژخازنی‌ (CVT-capacitor voltage transformer). در سیستمهای‌ قدرت‌، تا ولتاژ ۱۴۵ کیلوولت‌ استفاده‌ از ترانسفورماتورهای ‌اندازه‌گیری‌ ولتاژ سلفی‌ و در سیستمهای‌ قدرت‌ با ولتاژهای‌ بالاتر، استفاده‌ ازترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ خازنی‌ مقرون‌ به‌ صرفه‌ است‌...

ترانسفورماتورهای اندازه‌گیری ولتاژ

در عمل‌، دو نوع‌ مختلف‌ ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ خازنی‌ با خازن‌ بالا وخازن‌ پایین‌ ساخته‌ می‌شود. با توجه‌ به‌ کلاس‌ دقت‌ ترانسفورماتور، در شرایط کار مختلف‌آن‌، مانند آلودگی‌ محیط و نوسانات‌، تغییرات‌ فرکانس‌ و پاسخ‌ حالت‌ گذاری‌ سیستم‌، ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ خازنی‌ با خازن‌ بالا بهترین‌ انتخاب‌ است‌. درسیستمهای‌ PLC، ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ خازنی‌، مورد استفاده‌ قرارمی‌گیرند. همان‌ طور که‌ می‌دانیم‌ با استفاده‌ از سیستمهای‌ PLC می‌توان‌ مانند خطوطمخابراتی‌، انتقال‌ اطلاعات‌ را با خطوط فشار قوی‌ انجام‌ داد. محدوه‌ کار یک‌ ترانسفورماتوراندازه‌گیری‌ ولتاژ در سیستمهای‌ اندازه‌گیری‌، بین‌ ۸۰ تا ۱۲۰ درصد ولتاژ نامی‌ و درسیستمهای‌ محافظتی‌، بین‌ ۰۵/۰ تا ۵/۱ یا ۹/۱ درصد ولتاژ نامی‌ آن‌ سیستم‌ تغییر می‌کند.
در عمل‌ با استفاده‌ از یک‌ مقاومت‌ سری‌ می‌توان‌ محدوده‌ اندازه‌گیری‌ یک‌ ولت‌ متر راافزایش‌ داد این‌ روش‌ معمولا در سیستمهایی‌ که‌ ولتاژ بالایی‌ ندارند استفاده‌ می‌شود ولی‌ اگرسیستمی‌ ولتاژ بالا داشته‌ باشد این‌ روش‌ مشکلات‌ فراوانی‌ خواهد داشت‌. در سیستمهای‌ولتاژ بالا، ایزولاسیون‌ مقاومتهای‌ سری‌ موجود در ولت‌ مترها (برای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژسیستم‌) مقرون‌ به‌ صرفه‌ نبوده‌ و علی‌ رغم‌ ایزولاسیون‌ مقاومتهای‌ سری‌، با توجه‌ به‌ ولتاژبالای‌ سیستم‌، وصل‌ سیستم‌ فشار قوی‌ به‌ دستگاه‌ اندازه‌گیری‌ بدون‌ استفاده‌ ازترانسفورماتور ولتاژ، کار خطرناکی‌ است‌. با توجه‌ به‌ موارد فوق‌ در سیستمهای‌ قدرت‌ برای ‌اندازه‌گیری‌ ولتاژ، از ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ استفاده‌ می‌کنند.
●ضریب‌ افزایش‌ ولتاژ ترانسفورماتور
در یک‌ سیستم‌ قدرت‌، ترانسفورماتوراندازه‌گیری‌ ولتاژ سلفی‌ یا خازنی‌، معمولا بین‌ فاز و زمین‌ قرار می‌گیرد. در سیستم‌ سه‌ فاز در لحظه‌ نوسانات‌ سیستم‌، ممکن‌است‌ ولتاژ دوسر ترانسفورماتور اندازه‌گیری‌ ولتاژ به‌ ولتاژهای‌ بالایی‌ افزایش‌ یابد. باتوجه‌ به‌ استاندارد IECضریب‌ افزایش‌ ولتاژترانسفورماتور معمولا ۲/۱ انتخاب‌می‌شود. ی ک‌ ترانسفورماتور اندازه‌گیری‌ولتاژ باید به‌ صورت‌ مداوم‌ در ولتاژی‌مساوی‌ ولتاژ نامی‌، ضرب‌ در ضریب‌افزایش‌ ولتاژ ترانسفورماتور، به‌ کار خودبدون‌ هیچ‌ مشکلی‌ ادامه‌ داده‌ و در این‌ ولتاژ،ترانسفورماتور تحت‌ هر شرایطی‌ به‌ حالت‌اشباع‌ وارد نشود.
کلاس‌ دقت‌ ترانسفورماتورهای‌اندازه‌گیری‌ ولتاژ:
مانند ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌جریان‌، در ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ولتاژ نیز کلاس‌ دقت‌ ترانسفورماتور با توجه‌به‌ مورد استفاده‌ آن‌ در سیستمهای‌ حفاظتی‌یا اندازه‌گیری‌ تغییر می‌کند. درترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ جریان‌، هر یک‌ از سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌ ترانسفورماتور در اطراف‌ هسته‌های‌ جداگانه‌ای‌ پیچیده‌می‌شوند. برعکس‌ اگر ترانسفورماتورهای‌اندازه‌گیری‌ ولتاژ دارای‌ سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌متعددی‌ باشد تمام‌ این‌ سیم‌ پیچها در اطراف‌یک‌ هسته‌ مشترک‌ قرار می‌گیرند. درترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ، افت‌ولتاژ در سیم‌ پیچ‌ اولیه‌ با مجموع‌ جریان‌بارهای‌ سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌ آن‌ رابطه‌ مستقیم‌ دارد.
●ساختمان‌ ترانسفورماتورهای‌اندازه‌گیری‌ ولتاژ:
ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژمانند ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ جریان‌،انواع‌ مختلفی‌ ندارند. در سیستمهای‌ ولتاژخیلی‌ زیاد، معمولا اتصال‌ کاسکادترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ مورداستفاده‌ قرار می‌گیرد. البته‌ تحت‌ شرایط ولتاژبالا استفاده‌ از ترانسفورماتورهای‌ ولتاژ خازنی‌، مقرون‌ به‌ صرفه‌ است‌.
●مشخصه‌های‌ انتخاب‌ ترانسفورماتور ولتاژ:
اگر کلاس‌ دقت‌ ترانسفورماتور و توان‌نامی‌ آن‌ خیلی‌ زیاد انتخاب‌ شود، ابعادترانسفورماتور بسیار بزرگ‌ بوده‌ و ساخت‌ آن‌مقرون‌ به‌ صرفه‌ نخواهد بود. در نتیجه‌باتوجه‌ به‌ مورد استفاده‌ مناسب‌ترانسفورماتور باید کلاس‌ دقت‌ و توان‌ آن‌ درنظر گرفته‌ شود.
سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌ یک‌ ترانسفورماتوراندازه‌گیری‌ ولتاژ از همدیگر جدا نبوده‌ و دراطراف‌ یک‌ هسته‌ مشترک‌، پیچیده‌ می‌شونددر نتیجه‌ اگر یکی‌ از سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌ترانسفورماتور به‌ دستگاه‌ اندازه‌گیری‌ و سیم‌پیچ‌ دیگر به‌ دستگاه‌ حفاظتی‌ (مانند رله‌)وصل‌ شود در این‌ حالت‌ برای‌ انتخاب‌ توان‌نامی‌ و همچنین‌ کلاس‌ دقت‌ ترانسفورماتورمثالی‌ را در نظر می‌گیریم‌:
-دستگاه‌ اندازه‌گیری‌ با توان‌: ۳۰ولت‌ آمپر-کلاس‌ دقت‌ دستگاه‌ اندازه‌گیری‌: ۵/۰
-دستگاه‌ حفاظتی‌ (رله‌) باتوان‌: ۱۲۰ولت‌آمپر
-کلاس‌ دقت‌ دستگاه‌ حفاظتی‌ (رله‌): ۳P
با توجه‌ به‌ مقادیر داده‌ شده‌، کلاس‌ دقت‌ترانسفورماتور اندازه‌گیری‌ ولتاژ ۵/۰ و توان‌آن‌ ۱۵۰ ولت‌ آمپر انتخاب‌ می‌شود. در ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژ، اگربیش‌ از یک‌ سیم‌ پیچ‌ ثانویه‌ مورد نیاز باشد باتوجه‌ به‌ چگونگی‌ استفاده‌ از بارها(که‌ درادامه‌ شرح‌ داده‌ می‌شود) و همچنین‌ با در نظر گرفتن‌ کلاس‌ دقت‌ آنها ترانسفورماتور انتخاب‌ می‌شود:
(a): یکی‌ از سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌ باردار بوده‌ وسیم‌ پیچهای‌ دیگر بدون‌ بار باشد.
(b): تمام‌ سیم‌ پیچهای‌ ثانویه‌ باردار باشد.
بار حرارتی‌ یک‌ ترانسفورماتوراندازه‌گیری‌ ولتاژ، با در نظر گرفتن‌ ضریب‌ولتاژ آن‌، به‌ بیشترین‌ مقدار باری‌ گفته‌می‌شود که‌ ترانسفورماتور بتواند بدون‌افزایش‌ درجه‌ حرارت‌ از مقدار مشخص‌شده‌، آن‌ بار را تغذیه‌ کند. با توجه‌ به‌استاندارد IEC-۱۸۶ کلاسهای‌ دقت‌دستگاههای‌ اندازه‌گیری‌ بین‌ ۸۰ تا ۱۲۰درصد ولتاژ نامی‌ و بین‌ ۲۵ تا ۱۰۰ درصد بارنامی‌ و کلاسهای‌ دقت‌ دستگاههای‌ حفاظتی‌بین‌ ۵ درصد ولتاژ نامی‌ تا Vش برابر آن‌ وهمچنین‌ بین‌ ۲۵ تا ۱۰۰ درصد بار نامی‌صادق‌ هستند. دستگاههای‌ اندازه‌گیری‌ و حفاظتی‌مدرن‌، تلفات‌ کمتری‌ دارند در نتیجه‌ ممکن‌است‌ بار کل‌ ترانسفورماتور اندازه‌گیری‌ ولتاژاز ۲۵ درصد مقدار بار نامی‌ آن‌ کوچکتر باشددر نتیجه‌ می‌توان‌گفت‌ که‌ در این‌ حالت‌ خطای‌ نسبت‌ دورها افزایش‌ خواهد یافت‌. در ترانسفورماتورهای‌اندازه‌گیری‌ ولتاژ، خطای‌ نسبت‌ دورها دربارهای‌ نزدیک‌ به‌ بار نامی‌ ترانسفورماتور به‌مقدار مینیمم‌ خود می‌رسد.
در حالت‌ کلی‌ با توجه‌ به‌ موارد فوق‌می‌توان‌ گفت‌ که‌ بار نامی‌ ترانسفورماتور ولتاژ بهتر است‌ با مجموع‌ بارهای‌ وصل‌ شده‌به‌ آن‌ برابر باشد.
●خطاهای‌ اندازه‌گیری‌ترانسفورماتور ولتاژ:
در حالت‌ ایده‌ آل‌، افت‌ ولتاژ در روی‌امپدانس‌ سیم‌ پیچهای‌ اولیه‌ و ثانویه‌ ترانسفورماتور برابر صفر ولت‌ بوده‌ و درنتیجه‌ رابطه‌ بین‌ ولتاژ اولیه‌ و ثانویه‌ آن‌عبارت‌ خواهد بود از:
در ترانسفورماتورهای‌ اندازه‌گیری‌ ولتاژموجودر در عمل‌، به‌ علت‌ افت‌ ولتاژ در روی‌ مقاومت‌ سیم‌ پیچهای‌ اولیه‌ و ثانویه‌ وهمچنین‌ به‌ علت‌ افت‌ ولتاژ در راکتانسهای‌سیم‌ پیچهای‌ اولیه‌ و ثانویه‌ (ناشی‌ از شارپراکندگی‌ موجود در سیم‌ پیچها)، رابطه‌ اولیه ‌و ثانویه‌ یک‌ ترانسفورماتور حقیقی‌ خواهد بود.
با توجه‌ به‌ مواردی‌ که‌ مطرح‌ شد،خطای‌ موجود در ترانسفورماتورهای‌ ولتاژحقیقی‌ را مانند ترانسفورماتورهای‌ جریان‌ باخطای‌ نسبت‌ دورها و خطای‌ زاویه‌ای‌ می‌توان‌ نشان‌ داد.
اگر ولتاژ ثانویه‌ خیلی‌ بزرگ‌ باشد،خطای‌ نسبت‌ دورها مثبت‌ خواهد بود. ازطرفی‌ اگر ولتاژ ثانویه‌ نسبت‌ به‌ ولتاژ اولیه‌پیش‌ فاز باشد خطای‌ زاویه‌ای‌ مثبت‌می‌شود.
برای‌ محاسبه‌ خطای‌ نسبت‌ دورها وخطای‌ زاویه‌ در یک‌ ترانسفورماتور اندازه‌گیری‌ ولتاژ، مدار معادل‌ الکتریکی‌ یک‌ترانسفورماتور حقیقی‌ که‌ به‌ طرف‌ ثانویه‌انتقال‌ یافته‌ است‌ را در نظر می‌گیریم‌.
همان‌ طور که‌می‌دانیم‌ امپدانس‌ معادل‌ سیم‌پیچها ازمجموع‌ مقاومت‌ اهمی‌ سیم‌پیچ‌ و راکتانس‌ناشی‌ از سیل‌ پراکندگی‌ شار اطراف‌ سیم‌ پیچ‌به‌ دست‌ می‌آید. افت‌ ولتاژ در امپدانسهای‌اولیه‌ و ثانویه‌ ترانسفورماتور را در دو حالت‌بارداری‌ و بی‌ باری‌ مورد بررسی‌ قرار می‌دهیم‌.
از آن‌ جا که‌، در حالت‌ بی‌ باری‌ به‌ علت‌جریان‌ کم‌ موجود در مدار، افت‌ ولتاژ درامپدانس‌ سیم‌ پیچ‌ اولیه‌ ترانسفورماتور مقدارناچیزی‌ است‌ لذا در این‌ قسمت‌ فقط افت‌ولتاژ، در حالت‌ بارداری‌ ترانسفورماتور رامورد بررسی‌ قرار می‌دهیم‌. در حالت‌بارداری‌، شدت‌ جریان‌ عبوری‌ از امپدانس‌ معادل‌ هسته‌، بسیار کوچکتر از شدت‌ جریان‌بار ترانسفورماتور بوده‌ و در نتیجه‌ از امپدانس‌ معادل‌ هسته‌صرف‌نظر شده‌ است‌.
●تغییرات‌ خطاهای‌ اندازه‌گیری‌ نسبت‌به‌ تغییرات‌ ولتاژ:
در ترانسفورماتور اندازه‌گیری‌ ولتاژ،خطاهای‌ اندازه‌گیری‌ در ولتاژهای‌ مختلف‌سیستم‌، مقادیر مختلفی‌ خواهد داشت‌. این‌تغییرات‌ با توجه‌ به‌ غیر خطی‌ بودن‌ منحنی‌مشخصه‌ مغناطیس‌ شوندگی‌ هسته ‌ترانسفورماتور، حاصل‌ می‌شود. تغییرات‌ خطاهای‌ اندازه‌گیری‌ نسبت‌ به‌تغییرات‌ ولتاژ سیستم‌ را در حالت‌ بارداری‌ وبی‌ باری‌ نشان‌ می‌دهد. با توجه‌ به‌ این‌ شکل‌می‌توان‌ گفت‌ که‌ تغییرات‌ خطاهای‌اندازه‌گیری‌ در محدوده‌ وسیعی‌ از تغییرات‌ولتاژ سیستم‌، تغییر چندانی‌ نمی‌کند.
▪ابعاد سیم‌ پیچهای‌ ترانسفورماتور:
در طراحی‌ یک‌ ترانسفورماتور، سطح‌مقطع‌ مس‌ سیم‌ پیچها را با در نظر گرفتن‌کلاس‌ دقت‌ و خطای‌ مشخص‌ شده‌ به‌ دست‌می‌آوریم‌. هنگام‌ محاسبه‌ سطح‌ مقطع‌ مس‌سیم‌ پیچها، مواردی‌ را در نظر می‌گیریم‌ که‌عبارتند از: ولتاژ نامی‌ سیم‌ پیچ‌ اولیه‌ وثانویه‌ ، تعداد دور هر یک‌ از سیم‌ پیچها، بارنامی‌، کلاس‌ دقت‌، فرکانس‌ نامی‌ و ضریب‌ولتاژ نامی‌ ترانسفورماتور.
▪اساس‌ روش‌ فوق‌ به‌ این‌ شرح‌ است‌:
۱- محاسبه‌ تعداد دور سیم‌ پیچهای‌ترانسفورماتور: برای‌ محاسبه‌ تعداد دورسیم‌پیچهای‌ ترانسفورماتور رابطه‌ (۱۰) را درنظر می‌گیریم‌:
در این‌ رابطه‌ داریم‌:
تعداد دور سیم‌پیچ‌اولیه‌ یا ثانویه‌=N
ولتاژنامی‌ سیم‌پیچ‌ اولیه‌ یا ثانویه‌=Vn
فرکانس‌ نامی‌ ترانسفورماتور=¾
سطح‌ مقطع‌ موثر هسته‌=Aj
چگالی‌ شار مغناطیسی‌ در ولتاژ نامی‌= Bnسیم‌پیچ‌ اولیه‌ و یا ثانویه‌
در حالت‌ کلی‌ می‌توان‌ گفت‌ که‌ مقدارBn به‌ ضریب‌ ولتاژ نامی‌ ترانسفورماتوربستگی‌ دارد.
۲- محاسبه‌ مقاومت‌ اهمی‌ اتصال‌ کوتاه‌ RK:برای‌ محاسبه‌ مقاومت‌ اهمی‌ اتصال‌ کوتاه‌.
با توجه‌ به‌ کلاس‌ دقت‌ ترانسفورماتور،مقدار درصد افت‌ ولتاژ مقاومتی‌ به‌ دست‌می‌آید.
۳- سطح‌ مقطع‌ مس‌ سیم‌ پیچهای‌ اولیه‌ وثانویه‌ ترانسفورماتور را با توجه‌ به‌ مقدارRK، انتخاب‌ می‌کنیم‌.
۴- بعد از محاسبه‌ ابعاد سیم‌ پیچهای‌ترانسفورماتور، راکتاس‌ معادل‌ سیم‌ پیچها را(XK) به‌ دست‌ می‌آوریم‌.
۵- خطای‌ نسبت‌ دورها و خطای‌ زاویه‌ای‌را محاسبه‌ می‌کنیم‌. اگر مقادیر به‌ دست‌ آمده‌بزرگ‌ باشد با توجه‌ به‌ کلاس‌ دقت‌ترانسفورماتور، برای‌ به‌ دست‌ آوردن‌ خطای‌مشخص‌ شده‌، سطح‌ مقطع‌ مس‌ سیم‌ پیچها را افزایش‌ می‌دهیم‌.
طکلاس‌ دقت‌ و ظرفیت‌ بارترانسفورماتور
در حالت‌ کلی‌، ظرفیت‌ بارترانسفورماتور به‌ امپدانس‌ کوتاه‌ آن‌ بستگی‌دارد. یعنی‌ می‌توان‌ گفت‌ که‌ اگر امپدانس‌اتصال‌ کوتاه‌ ترانسفورماتور، مقدار کوچکی‌باشد، ظرفیت‌ بار آن‌ مقدار بزرگی‌ خواهد بودو برعکس‌. از طرفی‌ ظرفیت‌ بارترانسفورماتور به‌ کلاس‌ دقت‌ آن‌ نیز بستگی‌دارد. به‌ عنوان‌ مثال‌ اگر ظرفیت‌ بار، ۲۰۰ولت‌ آمپر با کلاس‌ دقت‌ ۱ در نظر گرفته‌ شوددر کلاس‌ دقت‌ ۰/۵ ظرفیت‌ بار به‌ ۱۰۰ ولت‌آمپر کاهش‌ خواهد یافت‌. در یک‌ترانسفورماتور، نسبت‌ کلاس‌ دقت‌ به‌ظرفیت‌ بار، همیشه‌ مقدار ثابتی‌ است‌.

منبع:ویستا
ویرایش وتلخیص:آکاایران

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#27 Posted: 12 Dec 2011 17:41

نحوه تخصیص هزینه تبادلات توان در یک سیستم تجدید‌ ساختار یافته

امروزه گرایش عمده در صنعت‌برق به سمت ایجاد یك ساختار رقابتی برای افزایش كارایی و بازده مدیریتی و فنی تكنیكی صنعت‌برق است. برای برقراری محیط رقابتی عادلانه و جلوگیری از انحصاری شدن بازار، خطوط انتقال به صورت دسترسی آزاد (Open Access) در اختیار تمام مبادلات بازار قرار می‌گیرد و در مقابل استفاده‌كنندگان باید هزینه استفاده از سیستم انتقال را به صاحبان و مالكان آنها بپردازند. در این مقاله عوامل عمده و اصلی تعیین‌كننده هزینه تبادلات توان در یك محیط تجدید ساختار شده مورد بررسی قرار گرفته و روشهایی برای محاسبه آنها ارایه می‌شود...

نحوه تخصیص هزینه تبادلات توان در یک سیستم تجدید‌ ساختار یافته

.
با جهت‌گیری و تمایل سیستمهای قدرت به سمت خصوصی سازی و تجدید و تغییر ساختار سیستمهای قدرت از یك سیستم یكپارچه تولید، انتقال و توزیع كه یك نهاد متولی تمام قسمتهای آن است به سمت سیستمی كه بخشهای تولید، انتقال و توزیع آنها از هم تفكیك شده و هر بخش دارای صاحبان و مالكان متعدد بوده كه برای حداكثر كردن سود خود با یكدیگر به رقابت می‌پردازند و با آزادسازی خطوط انتقال و امكان دسترسی آزاد تمام خریداران و فروشندگان توان به خطوط انتقال، نحوه تخصیص هزینه مبادلات انتقال توان در چنین سیستمی بسیار مهم است. فروشندگان توان نیاز دارند كه هزینه واقعی آزادسازی خطوط را بدانند تا براساس آن تصمیمات به صرفه و اقتصادی را برای تقویت و تشویق یك قرارداد و یا انقضاء قرارداد دیگربا در نظر گرفتن محدودیتهای سیستم اتخاذ كنند همچنین مبادله‌كنندگان توان (فروشندگان و خریداران توان) نیاز به دانستن هزینه‌های مذكور برای اتخاذ تصمیمات اقتصادی برای تقویت و توسعه شبكه هستند.
در این مقاله مولفه‌های اصلی تعیین‌كننده هزینه انتقال توان مورد نقد و بررسی قرار می‌گیرد و روشهایی برای محاسبه هر مولفه ارایه و با مثالهایی تشریح می شود.
● انواع قراردادهای انتقال توان در یك سیستم تجدید ساختار یافته
در یك سیستم تجدید ساختار یافته انواع مختلفی از قراردادهای انتقال توان می‌تواند وجود داشته باشد كه می‌توان آنها را در چهار گروه طبقه‌بندی كرد. نحوه تخصیص هزینه انتقال كاملاً‌وابسته به نوع قرارداد بوده و برای انواع مختلف تبادلات توان متفاوت هستند. چهار گروه نحوه تبادل توان در یك محیط تجدید‌ ساختار یافته عبارتند از:
۱) قراردادهای محكم Firn
در بعضی از موارد خریدار توان، می‌خواهد مطمئن باشد كه توان مورد نیاز او تحت هر شرایطی (حتی با وقوع هر نوع پیشامدی) توسط فروشنده (فروشندگان) توان (یا دلالان توان) تامین می‌شود. قرارداد تنظیمی بر اساس تامین نیازمذكور از نوع قراردادهای محكم است و واضح است كه در این نوع تبادل توان، دلال یا فروشنده توان، ظرفیت رزرو خود را نیز لحاظ می‌كند.
۲) قراردادهای غیرمحكم Nor-firm
این نوع قراردادها دو نوع هستند: قراردادهای قابل انقضاء (curtailable) و قراردادهای در دسترس (as-available). قراردادهای قابل انقضاء قراردادهایی هستند كه فروشنده توان به صلاحدید خود می‌تواند آن را انقضاء كند. قراردادهای در دسترسی، قراردادهایی كوتاه مدت و اساساً اقتصادی هستندكه در هنگامی كه ظرفیت سیستم اجازه دهد در نواحی ویژه و در زمانهای خاص امكان‌پذیر ۳) قراردادهای طولانی مدت
قراردادهای طولانی مدت در یك بازه زمانی چندین ساله منعقد می‌شوند. مدت زمان یك قرارداد طولانی مدت معمولاً به اندازه‌ای است كه برای ساخت خطوط جدید كفایت كند.
۴) قراردادهای كوتاه‌مدت
قراردادهای كوتاه مدت ممكن است در بازه زمانی از چند ساعت تا یك یا دو سال بسته شوند. بهر حال در بازه زمانی در نظر گرفته شده نیاز به تقویت خطوط شبكه نیست. قراردادهای طولانی مدت وكوتاه مدت می‌تواند از نوع Firm یا Non-Firm باشد و همچنین قراردادهای Firm یا Non-Firm ممكن است طولانی مدت یا كوتاه مدت باشند.
● مولفه‌های تعیین كننده هزینه تبادل توان
مولفه‌های اصلی تعیین‌كننده هزینه تبادل توان عبارتند از: هزینه بهره‌برداری، هزینه فرصت، هزینه تقویت شبكه، هزینه سیستم موجود. در ادامه هر یك از هزینه‌های مذكور تشریح شده و روشهایی برای محاسبه آنها ارایه می‌شود.
۱) هزینه بهره‌برداری
هنگامی كه قرارداد جدیدی در بازار برق منعقد می‌شود، لازم است برای مینیمم شدن هزینه‌های تولید كل سیستم برای قراردادهای ماقبل، تولید كل سیستم با در نظر گرفتن قرارداد جدید توزیع مجدد (redispatch) و نوبت‌بندی مجدد (rescheduling) شود. تفاوت هزینه بهره برداری سیستم با در نظر گرفتن قرارداد جدید و بدون در نظر گرفتن آن برای قراردادهای ماقبل هزینه بهره‌برداری یا هزینه سوخت قرارداد نامیده می‌شود. برای تشریح بیشتر مطلب سیستم ۴ با سه شكل (۱) را در نظر بگیرید.
پارامترهای سیستم شامل طول خطوط، حدود فلوی توان و هزینه‌های تولید ژنراتورها در جداول (۱و ۲۹ ضمیمه آورده شده است. همانطوری كه در شكل (۱) مشاهده می‌شود دو قرارداد T۱ و T۲ در سیستم مذكور منعقد شده است. قراردادها به شرح زیر هستند:
خریدار توان در باسهای شماره ۳ (۱۵۰۰MW) و باس شماره ۱ (۵۰۰MW) قرارداد T۱ را به شرح قیمت پیشنهادی در جدول (۱) ضمیمه با فروشندگان (تولید‌كنندگان) توان در باسهای ۱ و ۲ منعقد می‌كند. قراراد T۲ برای تامین بار خریدار در باس ۳ (به میزان ۱۰۰MW) است. خریدار مذكور ترجیح می‌دهد كه توان مورد نیاز خود را از تولید‌كننده در باس ۴ و ۱ خریداری كند.
فرض كنید كه قرارداد T۱ منعقد شده و حال می‌خواهیم هزینه بهره‌برداری قرارداد T۲ را محاسبه كنیم. برای این منظور در حالی كه هنوز قرارداد T۲ منعقد نشده است، پخش بار بهینه OPF (Optimum Power Flow) با هدف مینیمم كردن هزینه‌های كل تولید سیستم با توجه به قیمت پیشنهادی تولید‌كنندگان در جدول (۲) ضمیمه انجام می‌گیرد كه نتایج آن در جدول (۱) آورده شده است.
توجه كنید كه در این حالت (فقط وجود قرارداد T۱) بار كل سیستم ۲۰۰MW بوده و OPF، تولیدی به میزان ۲۰۳۹MW (۳۹MW در باس ۱ و ۲۰۰۰MW در باس ۲) را نتیجه داده است. هزینه تولید در هر باس از حاصلضرب توان محاسبه شده برای آن باس از OPF در هزینه پیشنهادی تولید‌كننده مذكور بدست آمده است. به عنوان مثال در باس شماره ۱: $۵۸۵/hr= ۱۵×۳۹
در این حالت هزینه كل تولید سیستم $۲۰۵۹۰/hr نتیجه شده است حال با وجود قرارداد T۱ قرارداد T۲ منعقد می‌شود. با وجود قرارداد T۲ نتایج حل OPF برای قرارداد T۱ در جدول (۱) آورده شده است توجه كنید كه دراین حالت به علت اینكه فلوی انتقالی از باس شماره ۲ به مراكز بار تا ۲۰۰۰MW محدود شده است و با توجه به تولید ۵۰MW در باس ۴، تولید در باس ارزانتر ۲ به باس گرانتر ۱ شیفت یافته است. توجه كنید كه برای تامین بار قرارداد هزینه تولید با توجه به OPF بصورت زیر محاسبه می‌شود:
كه تفاوت آن با حالتی كه قرارداد T۲ نباشد، $۴۷۵/hr خواهد بود. این هزینه، هزینه بهره برداری مربوط به قرارداد T۲ است كه با اضافه شدن آن به سیستم، توزیع مجدد و قیود فلوی عبوری از خطوط سیستم بر قراردادهای ماقبل تحمیل می‌شود.۲) هزینه فرصت
هزینه فرصت در واقع هزینه‌ای است كه باید توسط قرارداد جدید به واسطه ایجاد قید فلوی توان جدید و از دست رفتن فرصتهای قبلی پرداخت شود. برای تشریح بیشتر مطلب سیستم شكل (۲) را در نظر بگیرید.
در این سیستم قرادادهای T۱ و T۲ مشابه مثال قبلی است قرارداد T۲ مطالعه شده است. در این مثال فرض كنید كه امكان خرید توان در دسترس ارزان با قیمت $۵/MW-hr تا ۵۰۰MW در باس ۴ وجود دارد. اگر قرارداد T۲ وجود نداشته باشد با توجه به قیمت تحویل ارزان توان در باس ۴ به صرفه است كه ظرفیت كامل تحویل توان در این باس (۵۰۰MW) برای قرارداد T۱ اختصاص یابد و مابقی نیاز از باسهای تولیدگرانتر ۱ و ۲ تامین شود كه در نتیجه هزینه تولید $۱۸۱۰۰/hr را بر اساس OPF مطابق جدول (۲) نتیجه می‌دهد حال اگر قرارداد T۲ وجود داشته باشد با توجه به تولید ۵۰MW قرارداد T۲ در باس ۴ و محدودیت انتقال خط ۲-۴ تا ۵۰۰MW امكان استفاده از ظرفیت كامل ارزان در باس ۴ برای قرارداد T۱ وجود نداردو قرارداد T۱ تنها می‌تواند ۴۵۰MW را از فروشنده ارزان در باس ۴ خریداری كند و مابقی را باید از باسهای تولید گرانتر ۱ و ۲ خریداری كند كه هزینه تولید آنها مطابق جدول (۲)، $۱۸۷۵۰/hr خواهد بود. تفاوت این دو هزینه كه $۶۵۰/hr است در واقع هزینه‌ای است كه قرارداد T۲ باید بابت از دست رفتن فرصت برای T۱ باید بپردازد.
۳) هزینه تقویت شبكه
هزینه تقویت شبكه در واقع هزینه سرمایه‌گذاری تجهیزات انتقال جدید است كه به واسطه قراردادهای جدید در سیستم ضرورت پیدا می‌كند برای تشریح مطلب سیستم شكل (۳) را در نظر بگیرید.
در این سیستم قراردادهای T۱ و T۲ مشابه مثال اول هستند و قرارداد T۲ مطالعه شده است. در این مثال سیستم مذكور از پیش ملزم به انجام قرارداد T۳ مطابق شكل (۳) است. اگر هیچگونه تقویت برای سیستم مذكور برنامه‌ریزی نشود آنگاه قرارداد T۲ به خاطر محدودیت فلوی توان عبوری از خط ۲-۴ نمی‌تواند اجرا شود. لذا نیاز برای تقویت شبكه برای انجام قراراد T۲ ضرورت پیدا می‌كند. فرض كنید كه خط جدید بین جفت باسهای ۳ و ۴ مطابق شكل (۴) احداث شود.
آنچه مسلم است خط جدید با ظرفیتی بالاتر از ظرفیت مورد نیاز برای قرارداد T۲ احداث می‌شود و حال این سوال پیش می‌آید كه این هزینه اضافی را چه كسی باید پرداخت كند؟ آنچه مسلم است این است كه این تقویت اضافی به نفع تمام قراردادها خواهد بود.
اما مسلماً منفعت برای تمام قراردادها باتوجه به نوع قرارداد و موقعیت فلوی عبوری قرارداد نسبت به خط جدید متفاوت خواهد بود. لذا تمام قراردادها باید هزینه اضافی تقویت شبكه را به مقدار استفاده‌شان از این ظرفیت اضافی بپردازند. از طرف دیگر هزینه تقویت شبكه می‌تواند موجب كاهش هزینه بهره‌برداری قراردادهای قبلی و افزایش فرصتها برای قراردادهای بیشتر شود.
تا اینجا سه مولفه قرارداد كه معرفی شده كاملاً‌وابسته به نوع قرارداد بوده اما هزینه مولفه چهارم كه هزینه سیستم موجود نامیده می‌شود مستقل از قراردادها است.
۴) هزینه سیستم موجود
هزینه‌ای كه باید مبادله‌كنندگان توان به واسطه استفاده از سیستم انتقال موجود بپردازند. هزینه سیستم موجود شامل هزینه سرمایه‌گذاری برای ساخت سیستم موجود و هزینه‌های مربوط به نگهداری آنها می‌شود. چون هزینه ساخت سیستم موجود بسیار بالاست لذا هزینه سیستم موجود معمولاً بالاترین مولفه در احتساب هزینه‌های یك قرارداد محسوب می‌شود. لذا دقت در محاسبه آنها از اهمیت قابل توجه‌ای برخوردار است در این رابطه سوالات و نقطه‌نظرات زیر مطرح می‌شود:
▪ هزینه سیستم انتقال موجود را چه كسی باید بپردازد؟ هیچ توافق كلی دراین رابطه وجود ندارد بعضی اقتصاد‌دان‌ها معتقدند كه هزینه سیستم موجود را نباید به قراردادهای جدید اختصاص داد. در مقابل دیگران معتقدند كه این هزینه باید به تمام استفاده‌كنندگان سیستم انتقال اختصاص داده شود. در بسیاری موارد دیگر این هزینه تنها به مصرف‌كنندگان قراردادهای محكم Firm اختصاص داده می‌شود چرا كه آنها به علت اجبار و الزام قراردادهای خود، ظرفیت رزرو سیستم را در تمام زمانها اشغال می‌كنند.
▪ چگونه هزینه سیستم موجود باید محاسبه شود؟
برای محاسبه این هزینه روشهایی ارایه شده است كه عبارتند از:
الف) روش تمبر پستی
هزینه تبادل در این روش از رابطه زیر محاسبه می‌شود:
كه Ru هزینه انتقال قرارداد u ، Tc هزینه كل شارژ انتقال، Pu و Ppeak به ترتیب بار قرارداد u و بار كل سیستم در شرایط پیك هستند.
مزیت عمده روش سادگی آن است و عیب عمده روش آن است كه شرایط بهره‌برداری سیستم را در نظر نمی‌گیرد و به عبارت دیگر قراردادهای با فواصل مسافتی كوتاه و طولانی با یك نرخ محاسبه می شوند كه دراین صورت ممكن است قراردادهای با فواصل مسافتی كوتاه بسیار گران تمام شده و در مقابل قراردادهای با فواصل مسافتی طولانی ارزان‌تر از نرخ واقعی‌شان محاسبه شوند.
ب) روش مسیر قرارداد
در این روش فرض می‌شود كه اگر بین نقاط تحویل و دریافت توان، خطی با ظرفیت انتقال مورد نظر احداث شود چه مقدار هزینه خواهد داشت هزینه مذكور به عنوان هزینه سیستم موجود در نظر گرفته می‌شود. یا تنها یك مسیر موجود بین نقاط تحویل و دریافت توان در نظر گرفته شده و فرض می‌شود كه كل توان از همین مسیر انتقال یابد. عیب این روش نیز آن است كه شرایط بهره‌برداری سیستم را در نظر نمی‌گیرد.
در حالی كه در عمل، عمده توان مبادله شده ممكن است روی مسیرهای غیر از مسیر در نظر گرفته شده و حتی از طریق سیستم‌های انتقال همسایه جاری شود كه این امر ممكن است هزینه تقویت سیستم‌های خارج از قرارداد مسیر را نیاز داشته باشد و چون این هزینه‌های تقویت در محاسبه قیمت انتقال لحاظ نمی‌شود لذا نتایج محاسبه هزینه انتقال ممكن است دقیق و عادلانه نباشد.
در روش تمبر پستی و روش مسیر قرارداد شرایط بهره‌برداری سیستم لحاظ نمی‌شود و لذا علیرغم سادگی غیردقیق‌اند. در مقابل روشهای مذكور روشهای دیگری وجود دارد كه شرایط بهره‌برداری سیستم در آنها لحاظ می‌شود كه معروفترین آنها روش مگاوات – مایل است.
ج) روش مگاوات – مایل
محاسبه هزنیه انتقال در روش مگاوات – مایل از طریق رابطه زیر است:
كه Fj.u مقدار توان جاری شده روی خط jام به واسطه قرارداد u، Lj طول خط به مایل و Cj هزینه ساخت خط مذكور به $/MW-Mile است. برای ترانسفورمرها و خازنهای جبران سری Lj مساوی یك و Cjبرحسب $/MW است. برای تشریح مطلب سیستم شكل (۴) را در نظر بگیرید. در این سیستم قرادادهای T۱ و T۲ مشابه قراردادهای تشریح شده در مثال سوم هستندو قرارداد T۲ باید مطالعه شود تمام خطوط به جز خط بین باس ۳ و ۴ جزء سیستم موجود هستند. هزینه سیستم موجود بر اساس روش مذكور برای سه قرارداد محاسبه و در جدول (۴) آورده شده است. با فرض اینكه هزینه سیستم موجود $۴۰۰۰۰۰۰۰/yr باشد هزینه سیستم موجود برای قرارداد برابر خواهد شد با:
۲.۹۹%×$۴۰۰۰۰۰۰۰/yr = $۱۱۹۶۰۰۰/yr
● نتیجه‌گیری
تعیین دقیق هزینه تبادلات توان در یك محیط تجدید ساختار به منظور ایجاد یك محیط عادلانه رقابتی یكی از موضوعات بسیار مهم است. در این مقاله مولفه‌های اصلی و عمده تعیین كننده هزینه مذكور كه عبارتند از هزینه بهره‌برداری، هزینه فرصت، هزینه تقویت شبكه و هزینه سیستم موجود مورد نقد و بررسی قرار گرفت و روشهایی برای محاسبه آنها ارایه و با ارایه مثالهایی هر مولفه به تفصیل تشریح شد.

منبع:ویستا
ویرایش وتلخیص:آکاایران

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#28 Posted: 12 Dec 2011 17:42

صحرای آفریقا منبع آینده تأمین برق

با هواپیما تقریباً از هر شهری در اروپا بلند می‌شوید و از روی مدیترانه رهسپار جنوب می‌گردید، و ظرف یک یا دو ساعت تغییری چشمگیر را در روشنایی متوجه خواهید شد. درحالی که مسافران بلوز پشمی و کت‌های خود را درمی‌آورند یک روشنایی زاویه‌دار از پنجره‌های هواپیما به داخل نفوذ می‌کند. بعد برای چهار یا پنج ساعت می‌توانید به چشم‌انداز ترسناک زیرپای خود خیره شوید: یک گستره سوزان از شن و سنگ زرد تقریباً دو برابر اندازه اروپای غربی، اما کاملاً عاری از ساختمان، جاده و مردم. شما دارید به بزرگترین بیابان جهان نگاه می‌کنید...

صحرای آفریقا منبع آینده تأمین برق

صحرا برای سال‌ها ناحیه‌ای کم‌ارزش و بی‌اهمیت از نظر اقتصادی شناخته شده است. اما این برداشت احتمالاً در آستانه یک تجدیدنظر کامل باشد. سیاستمداران و دانشمندان در دو طرف مدیترانه دارند توجه خود را روی امکانات بالقوه صحرا در تولید برق برای اروپا برای قرن‌هایی که در پیش است متمرکز می‌سازند. این افراد معتقدند ارزش واقعی این بیابان ۶/۸ میلیون کیلومتر مربعی در چیزی که مدت‌ها بزرگترین دردسر آن تلقی می‌شد خفته است: لم‌یزرع بودن آن. دمای بعضی از نواحی صحرا در بسیاری از بعدازظهرها به ۴۵ درجه سانتی‌گراد می‌رسد. این بیابان به عبارت دیگر یک انبار طبیعی انرژی خورشیدی است.
چند سال پیش دانشمندان شروع به محاسبه کردند که صحرا چه مقدار انرژی می‌تواند در خود داشته باشد. آنها از پاسخی که دریافت کردند حیرت‌زده شدند: یک قطعه بزرگ آن به مساحت ۹۰۶۰۰ کیلومترمربع ـ کوچک‌تر از پرتغال و اندکی بیشتر از ۱درصد کل منطقه ـ می‌توانست مقداری برابر همه نیروگاه‌های جهان برق تولید کند. یک قطعه کوچک‌تر به مساحت ۱۵۵۰۰ کیلومترمربع می‌توانست به ۵۰۰ میلیون نفر در اروپا برق برساند.
مایکل پاولین مدیر یکی از سه شرکت زیست محیطی بریتانیا که بر طرح جنگل صحرا نظارت دارد و سرگرم آزمایش نیروگاه‌های خورشیدی در عمان و امارات عربی متحده است، می‌گوید: «اعتراف می‌کنم تا زمانی که خودم این محاسبه را انجام ندادم، آن را باور نداشتم.» پاولین امکانات نهفته صحرا را «گیج‌کننده» می‌خواند.
در این مرحله، هیچ‌کس ایجاد نیروگاهی به اندازه یک کشور کوچک را پیشنهاد نمی‌کند. اما یک تکنولوژی نسبتاً پیشرفته وجود دارد که هواداران آن می‌گویند می‌تواند گرما و نور خورشید صحرا را به یک منبع مهم برق ـ متمرکز بر نیروی برق خورشیدی (CSO) ـ تبدیل سازد. برخلاف صفحه‌های خورشیدی که نور خورشید را مستقیم به برق تبدیل می‌سازند، CSP از آینه‌ها برای تمرکز نور روی لوله‌ها یا دیگ‌های بخار استفاده کرده، بخار فوق‌العاده گرمی جهت کارکرد توربین‌های دستگاه‌های مولد برق تولید می‌کند. نیروگاه‌های کوچک CSP از دهه ۱۹۸۰ در صحرای موجیو کالیفرنیا برق تولید کرده‌اند. طرح جنگل صحرا ساخت نیروگاه‌های CSP را در زیر دریا برای اینکه آب دریا بتواند به درون آنها جاری و به آب تصفیه شده برای برق دادن به توربین‌ها و شستن گرد و غبار آینه‌ها تغلیظ شود پیشنهاد می‌کند (صحرا دارای تعدادی از این چاله‌ها است.) آب به هدر رفته برای آبیاری مناطق اطراف نیروگاه‌ها برای ساخت آبادی‌های سرسبز مورد استفاده قرار خواهد گرفت ـ به این دلیل نام این گروه «جنگل» گذاشته شده است.
اما بالا بردن فناوری برای تولید مقدار کافی برق به معنای ساخت مجموعه پراکنده‌ای آینه و لوله درصدها کیلومتر زمین متروک است ـ و این هزینه زیادی می‌برد.
جری وولف یک مهندس که صاحب «دیزرتک» یک کنسرسیوم بین‌المللی از دانشمندان انرژی خورشیدی است، تخمین می‌زند که آغاز انتقال برق صحرا در سال ۲۰۲۰ حدود ۵۹ میلیارد دلار هزینه دربر خواهد داشت.
● خورشید را دنبال کنید
ساخت نیروگاه تنها بخشی از این چالش است. یکی از اشکالات فناوری CSP این است که تنها در هوای آفتابی داغ بیشترین کارآیی را دارد و بیابان‌ها به اینکه دور از مراکز پرجمعیت باشند، گرایش دارند. گانرآسپلاند رئیس پژوهش HVDC در فناوری‌های ABB در لودویکا سوئد می‌گوید برای تأمین ۲۰ درصد نیاز برق اروپا، بیش از ۱۹۳۰۰ کیلومتر کابل (HVDC) ولتاژ قوی جریان مستقیم باید در زیر مدیترانه کشیده شود.
در حقیقت برای استفاده از منابع قابل تجدید انرژی از جمله انرژی‌های خورشیدی، بادی، جزر و مدی، اروپا به ساخت شبکه‌های برق کاملاً جدید نیاز خواهد داشت و دلیل آن این است که خطوط قدیمی جریان متناوب که بیشتر برای نیروگاه‌های با سوخت زغال‌سنگ (که ۸۰ درصد برق اروپا را تأمین می‌کنند) ساخته شده‌اند، فقط برای یک بار تولید برق کارآیی دارند. مرکز هوافضای دولتی آلمان که درباره انرژی تحقیق می‌کند، تخمین می‌زند که جایگزین کردن این خطوط می‌تواند هزینه ساخت نیروگاه‌های خورشیدی را در صحرا افزایش دهد و مقدار زیادی برق با هزینه ۴۶۵ میلیارد دلار طی ۴ سال آینده به اروپا بفرستد. برای این کار یارانه‌های سخاوتمندانه دولتی ـ یک فکر بالقوه بی‌طرفدار درحالی که اروپا با رکود روبرو است ـ موردنیاز خواهد بود. آسپلاند می‌گوید: «این کار البته هزینه خیلی زیادی دارد. سوزاندن زغال سنگ خیلی ارزان‌تر از تولید برق در صحرا است.»
احتمالاً به همین دلیل حمایت سیاسی از آن آهسته شکل گرفته است. نیکلا سارکوزی رئیس جمهوری فرانسه ساخت نیروگاه جدید خورشیدی را در صحرا، هنگام افتتاح اتحادیه مدیترانه، پیشنهاد کرد. (اتحاد مدیترانه یک گروه مرکب از ۴۳ کشور در اروپا، شمال آفریقا و خاورمیانه است.) اما منتقدان می‌گویند این طرح بلندپروازانه هزینه سنگین و مشکلات سیاسی آن را نادیده گرفته است. هرمان تسی‌یر، عضو پارلمان آلمان که از طرح دولت برای دادن یارانه به صفحات خورشیدی روی بام‌های خانه‌ها در آلمان حمایت کرده است، می‌گوید: «آنها هزینه‌های تولید واقعی توفان‌های شن در صحرا و این واقعیت را که ساخت شبکه‌های انتقال نیرو سال‌های سال طول می‌کشید نادیده گرفته‌‌اند. اگر همه این عوامل را به حساب آورید، این حقیقت ندارد که این طرح به برق ارزان‌تر منجر خواهد شد.»
اما خیال بافان به کار خود ادامه می‌دهند. شرکت مهندسی آبنگوا دارد یک نیروگاه حرارت خورشیدی دومنظوره در الجزایر و یکی دیگر در مغرب می‌سازد، در حالی که سومی نیز به وسیله یک کنسرسیوم اسپانیایی – ژاپنی در مصر ساخته می‌شود. گام بعدی کابل‌گذاری خواهد بود. اگرچه پارلمان اروپا اخیراً قانونی را تصویب کرد که به سرمایه‌گذارانی که یاری کنند تا این قاره به هدفش که گرفتن ۲۰ درصد از برق خود از منابع قابل تجدید است برسد، کمک مالی خواهد کرد، اما ایجاد زیربنای لازم می‌تواند سال‌ها به طول انجامد. نیکلاس دانلوپ مدیرعامل پارلمان مهندسی NGO می‌گوید: «من از آن می‌ترسم که اتحادیه اروپا تا زمان مرگ از این حرف‌ها بزند.»
دانلوپ در اواخر نوامبر یک گردهمایی در پاریس با شرکت حدود ۶۰ مهندس و هوادار محیط زیست از اروپا و شمال آفریقا برای بحث درباره اینکه چگونه می‌توان مقام‌های دولتی را وادار کرد که عملی در این باره انجام دهد، تشکیل داد. تقریباً همه کسانی که در اتاق کنفرانس در وزارت محیط زیست فرانسه جمع شدند گفتند بی‌اطلاعی گسترده‌ای در میان دولت‌هایشان درباره برق خورشیدی و احساس فوریت برای توسعه آن وجود دارد. دانلوپ معتقد است منتظر یک برنامه گسترده اروپا برای ساخت نیروگاه و ایجاد یک شبکه بزرگ انتقال انرژی پاک به سرتاسر قاره شدن بیهوده است. او فکر می‌کند به جای آن شرکت‌ها باید به مجرد اینکه نیروگاه‌های شمال آفریقا شروع به کار کردند، با کشیدن چند خط کابلی در زیر مدیترانه شروع به انتقال مقدار اندکی انرژی خورشیدی کنند.
او می‌گوید: «من این را شیوه لگو می‌خوانم. جا دادن قطعات یکی یکی در کنار هم.» او می‌گوید اگر بتوان نشان داد برق از صحرا می‌تواند ارزان‌ تولید شود، شرکت‌ها و دولت‌ها به زودی به وسط خواهند پرید و اگر آنها این کار را بکنند، شاید مسافران هواپیما یک روز به جای خیره شدن به شن‌های صحرا، آینه‌ها و نواحی سبز پراکنده برروی آن را بشمارند

منبع:ویستا
ویرایش وتلخیص:آکاایران

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#29 Posted: 12 Dec 2011 17:43

نیروگاه‌های برق آبی عامل رشد و توازن چرخه تولید برق در کشور

نیروگاه‌های برق آبی نیاز به سوخت ندارند و به لحاظ حفظ محیط زیست و ذخایر آبی، یاری رسان هستند. در کنار آن، تجربه نشان داده است که پرداختن به تبعات صنعت سدسازی می‌تواند منافع درازمدت کشور را تضمین کند و برخلا‌ف تصور برخی افراد از دست رفتن زمان، به هنگام اجرای طرح به منظور مقابله با زیان‌های احتمالی این صنعت، نه تنها از دست رفتن منافع نیست، بلکه باعث افزایش منافع حاصل از احداث سد و فعالیت‌های سدسازی خواهد بود.
این در حالی است که برخی از این نوع سدها می‌توانند عامل تنظیم و تعادل تولید و مصرف برق در شبکه باشند.
بررسی عملکرد وزارت نیرو نشان دهنده آن است که در انتخاب محل سدها با احتیاط بیشتری نسبت به گذشته حرکت می‌کند و همه ملا‌حظات زیست محیطی، بالا‌دستی و پایین دستی را برای احداث سدها در نظر می‌گیرد...

نیروگاه‌های برق آبی عامل رشد و توازن چرخه تولید برق در کشور

سهم انرژی برق آبی از کل مصرف انرژی جهان تا سال ۲۰۲۵ میلا‌‌دی بالغ بر ۸ درصد پیش‌بینی شده و این در شرایطی است که رشد تولید انرژی برق آبی در مدت زمان محاسبه شده ۵۶ درصد افزایش می‌یابد.
نیروگاه‌های برق آبی در کنترل فرکانس شبکه نقش مؤثری دارند، با توجه به معضل تغییر فرکانس در شبکه کشور، وجود این نیروگاه‌ها در کنترل فرکانس مفید است.
نیروگاه‌های برق آبی، انرژی مورد نیاز خود را برای تولید برق از جریان آب رودخانه‌ها یا کانال‌های انتقال آب تأمین می‌کنند. حدود ۲۶ هزار مگاوات ظرفیت تولید برق آبی در ایران وجود دارد که بخش عمده آن از حوزه رودهای کارون، کرخه و دز تأمین می‌شود.
تولید برق کشور در ۶ ماهه اول سال جاری، ۱۱۰ میلیارد کیلووات ساعت بوده که این رقم در سال گذشته معادل ۱۰۴میلیارد کیلووات ساعت بوده است به نحوی که تولید، ۵/۶ درصد رشد را نشان می‌دهد.
نیروگاه‌های گازی بیشترین سهم تولید برق کشور را به میزان ۱۴هزار و ۳۰۰مگاوات به عهده دارند، ضمن اینکه بخش بخار سیکل ترکیبی ۸هزار و ۹۰۰مگاوات، نیروگاه‌های بخاری سهمی معادل ۱۵هزار و ۵۶۰ مگاوات، نیروگاه‌های آبی ۷هزار و ۱۰۰مگاوات و بخش توربین‌های دیزلی ۳۸۰مگاوات را در تولید برق به خود اختصاص داده‌اند.
این درحالی است که نیروگاه‌های برق آبی در افزایش ظرفیت تولید برق در کشور نقش قابل توجهی را بر عهده دارند.
در نیمه اول سال جاری، ۲هزار و ۳۷۰مگاوات واحد جدید نیروگاهی وارد مدار شده که ۶۰۰مگاوات آن برق آبی و بقیه مربوط به نیروگاه‌های حرارتی و سیکل ترکیبی است.
براساس برنامه ریزی اعلا‌م شده قرار است نیروگاه‌های گتوند در سال جاری ۱۵۰۰ مگاوات، سد کارون ۴ معادل هزارمگاوات و سیمره نیز ۵۰۰مگاوات ظرفیت برق آبی کشور را افزایش ‌دهند. توسعه نیروگاه مسجد سلیمان قبلاً‌ هزار مگاوات بوده که در حال حاضر ظرفیت آن به ۱۵۰۰ مگاوات رسیده است.
در کنار زمان مورد نیاز برای احداث این نوع نیروگاه‌ها برخی نکات دیگر نیز از سوی مخالفان توجه به این نوع نیروگاه مطرح است که از آن جمله می‌توان گفت با توجه به اینکه برای نصب نیروگاه‌های برق –آبی نیاز به احداث سد است در نتیجه، هزینه ثابت این نیروگاه‌ها بسیار زیاد خواهد بود زیرا برای ساختن سد، ابتدا باید مسیر آب منحرف و سپس سد مناسب ایجاد شود که هزینه عمرانی این سدها بسیار زیاد است و با توجه به اینکه تولید این نیروگاه‌ها بستگی به میزان آب پشت سد دارد، در نتیجه در سال‌های کم آبی، تولید این نیروگاه‌ها با مشکل همراه خواهد بود.
اما این موارد نمی‌تواند باعث نادیده گرفتن محاسن احداث این نیروگاه شود. در تبیین مزایای استفاده از نیروگاه‌های برق آبی می‌توان به نکات زیر اشاره کرد:
۱) عمر مفید این نیروگاه‌ها بیش از ۵۰ سال است و تا ۱۰۰ سال هم می‌رسد و در مقایسه با عمر نیروگاه‌های بخاری (حدود ۲۵ تا ۳۰ سال) بسیار زیاد است.
۲) پایداری این نیروگاه‌ها در مقایسه با نیروگاه‌های بخاری بسیار بالا‌ست وبا گذشت زمان، بازده این نیروگاه‌ها تغییر نمی‌کند.
۳) هزینه نگهداری این نیروگاه‌ها بسیار پایین است.
۴) در این نیروگاه‌ها هیچ گونه آلودگی ناشی از گازهای حاصل از احتراق وجود ندارد و از این نظر مشکلی را برای محیط زیست ایجاد نمی‌کند.
۵) هزینه تولید انرژی نیروگاه‌های بخاری با تغییر ضریب قدرت بار، متغیر است اما این هزینه در نیروگاه‌های آبی به تقریب مستقل از ضریب قدرت بار است.
۶) باعث جلوگیری از سیل‌ها و سیلا‌ب‌های فصلی (با ایجاد سد) می‌شود
۷) با ایجاد مخزن آب در پشت سد، زمین‌های اطراف این مخزن به صورت زمین‌های حاصلخیز و کشاورزی در می‌آید.
۸) حفظ محیط زیست و عدم آلودگی فضای منطقه.
● توازن تولید و مصرف
اگرچه یکی از نیازهای اساسی کشور تأمین توان بالقوه و بالفعل تولید انرژی الکتریکی است اما یکی از مشکلا‌ت مهم و اثرگذار در این فرآیند برقراری توازن بین تولید و مصرف است و این مشکل زمانی حاد می‌شود که شبکه دارای نوسان در میزان مصرف باشد.
این مشکل را می‌توان با کاهش تولید و خارج کردن نیروگاه‌ها از مدار تولید رفع کرد اما این راه حل مشکلا‌ت زیادی را در پی دارد از یک سو، هزینه قابل توجهی به سیستم تحمیل می‌کند و از سوی دیگر، زمان قابل توجهی برای ورود مجدد یک نیروگاه به مدار تولید لا‌زم است. در کنار آن استهلا‌ک نیروگاهی نیز به شدت نگران کننده است.
براساس این، تلا‌ش می‌شود روشی به کار برده شود که یک مصرف کننده مجازی و متعادل کننده به وجود آید که ضمن تضمین فرآیند تولید و مصرف قابلیت ذخیره سازی انرژی تولید شده ( به صورت‌های دیگر) را داشته باشد.
نیروگاه‌های تلمبه ذخیره‌ای، نیروگاه‌هایی هستند که علا‌وه بر تولید انرژی الکتریکی از ظرفیت‌های آبی، امکان مصرف انرژی الکتریکی (در سطوح بالا‌ و پیک سنگین) را نیز دارند.
این امر از طریق احداث ۲ سد در تراز‌های (ارتفاع‌های) متفاوت صورت می‌گیرد. به طوری که به هنگام نیاز شبکه برق سراسری (مانند ابتدای شب) با رها کردن آب از سد بالا‌ به سد پایین انرژی الکتریکی، تولید می‌شود و هنگامی‌که شبکه در حالت پیک مصرف نیست (مانند صبح زود) با تلمبه آب رها شده در سد پایین به سد بالا، انرژی الکتریکی ذخیره می‌شود.
در این حال به جهت مشخصات فیزیکی مخازن دوگانه اینگونه سد‌ها، هدر روی آب به تقریب وجود ندارد و به واسطه قرار گرفتن سدها در ارتفاعات و رودخانه‌های کوهستانی میزان تبخیر در سطح ناچیزی است که در صورت وقوع از رودخانه تأمین می‌شود.
پس از گسترش و راه‌اندازی نیروگاه‌های برق بزرگ و پرتوان (نیروگاه‌های هسته‌ای و حرارتی نسل جدید) که هر یک گاه توان تولید تا ۷ هزار مگاوات برق را داشتند، بحث مدیریت مصرف و توزیع انرژی الکتریکی وارد مباحث جدیدی شد.
با توجه به قابلیت تواCمان مصرف و نیز تولید انرژی الکتریکی که در توان نیروگاه‌های تلمبه ذخیره‌ای است، می‌توان در ساعات پر بار و کم‌بار مصرف در شبکه برق مصرفی کشور، تعادل ایجاد کرد. این امر جدای از این مزیت آشکار، فواید عمده دیگری نیز دارد به طوری‌که برآورد‌های حداقلی اولیه حاکی از کاهش ۱۹ میلیون دلا‌ری سالا‌نه برای استهلا‌ک تجهیزات نیروگاه‌های حرارتی موجود کشور، در اثر راه‌اندازی این نیروگاه‌ها است زیرا با امکان مانوری که در استفاده از قابلیت‌های این نیروگاه‌ها وجود دارد، می‌توان استهلا‌ک قطعات حساس و گرانقیمت نیروگاه‌های حرارتی را به طرز غیرقابل تصوری کاهش داد.
● تجربه سایر کشورها
بهره‌برداری از نخستین نیروگاه‌های تلمبه ذخیره‌ای (در ابعاد بسیار کوچک) به سال ۱۸۹۰ در کشورهای سوییس و ایتالیا باز‌می‌گردد. امروزه حداقل ۹۰ هزار مگاوات (۹/۲ درصد کل انرژی الکتریکی تولید شده در سطح جهان) نیروگاه‌تلمبه ذخیره‌ای در دنیا در حال بهره‌برداری است.
براساس آمار ارایه شده برای سال ۲۰۰۵ میلا‌دی میزان انرژی الکتریکی حاصل از نیروگاه‌های تلمبه ذخیره‌ای در کشورهای آمریکا، ژاپن و آلمان به ترتیب ۲/۱۹ و ۶۷/۲۴ و ۸۵/۸ مگاوات بوده، این آمار نشان دهنده آن است که سهم نیروگاه‌های تلمبه ذخیره‌ای از کل انرژی الکتریکی تولید شده در این کشورها به ترتیب ۷۱/۲ و ۹۶/۱۱ و ۰۹/۷ مگاوات بوده است.

منبع:ویستا
ویرایش وتلخیص:آکاایران

anna_nemati

کاربر

ارسالها: 4603

#30 Posted: 12 Dec 2011 17:43

تبیین برون سپاری عملیات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه

برون‌سپاری رویکردی است که با واگذاری عملیات بهره‌برداری، تعمیرات و نگهداری در سطوح و شکلهای مختلف به پیمانکاران خارج از سازمان و اعمال یک سیستم کنترل و نظارت بر انجام آنها در سازمان تحقق می‌یابد.
از آنجایی که بازگشت سرمایه یک شاخص مهم در بهر‌ه‌برداری از هر بنگاه اقتصادی- تولیدی محسوب می‌شود و مدیریت بهره‌برداری و نگهداری عاملی مهم در حصول شاخص «بازگشت سرمایه» در نیروگاه است. از این رو اهمیت شناخت ریسکها و بهینه‌سازی و توازن آنها مشخص می‌شود...

تبیین برون سپاری عملیات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه

با اعمال سنجیده سیستم برون‌سپاری می‌توان بطور موثر و کارآمد در جهت بهینه‌سازی و توان ریسکها، کاهش شاخه‌های فرعی و جزیی سازمان و متمرکز‌تر کردن هسته مرکزی و ایجاد ساختار مدیریتی و اطلاعاتی موثر جهت همکاری و هماهنگی با پیمانکاران و سیستم‌های خارجی قدم برداشت. مهمترین عامل اصلی برای برون سپاری خدمات در سازمانها و مراکز مختلف،‌کاهش مسوولیت‌های اجرایی و کاهش هزینه‌ها است.
برون‌سپاری فعالیت‌های یک سازمان به بخش خصوصی، روشی است که امروزه توسط سازمانهای پیشرفته در جهان، در حال اجرا است. واگذاری به صورت مرحله‌ای انجام می‌شود و فعالیت‌های زیان‌ده شناسایی و اولویت‌بندی شده و به تدریج به بخش خصوصی واگذار می‌شود، نیاز به منابع انسانی جدید به دلیل افزایش حجم کار، یکی از موارد مهم برای این نوع تصمیم‌گیری‌ها است.
برای تجهیزاتی که باید به طور دائم بهره‌برداری شوند، تعمیرات و نگهداری و انجام به موقع سرویسهای روزانه و برنامه‌ای و اضطراری اهمیت زیادی دارد و باید نیروی زیادی با تخصص‌های مختلف به طور تمام وقت در اختیار نیروگاه باشند تا با برنامه‌ریزی و انجام اقدامات پیشگیرانه و به موقع، از توقف‌های ناخواسته واحدها جلوگیری کرده و موجبات افزایش آمادگی و عملکرد بهینه و کاهش هزینه‌های تولید نیروگاه را فراهم آورند.
در این راستا پیش‌بینی و تهیه و تامین به موقع امکانات و لوازم مصرفی و لوازم یدکی مورد نیاز بسیار ضروری بوده و معمولاً باید تامین و یا احداث کارگاه تعمیرات مرکزی، انبار‌ها، تهیه و تامین ماشین‌آلات و ابزار کار لوازم آزمایشگاهی در زمینه‌های کاری مختلف تخصصی و عمومی مدنظر قرار گیرد. برای پشتیبانی ارایه خدمات فوق‌الذکر که بطور مستقیم در ارتباط با تولیدنیرو مطرح می‌شوندنیازهای اساسی دیگری چون مهندسی و برنامه‌ریزی، امور مالی و بازرگانی، ارتباطات و مخابرات، سیستم نقلیه مناسب برای نقل و انتقال پرسنل و تجهیزات، کانتین، نگهبانی و حراست، ایمنی و ... نیز وجود دارد که باید عوامل و امکانات و نیروهای مربوطه را به طور مناسب و شایسته‌ای ایجاد کرد.
● شناسایی ریسکهای موجود در مدیریت نگهداری و تعمیرات نیروگاه
نخستین گام در جهت مدیریت نگهداری و تعمیرات، شناسایی ریسکهای موجود در نیروگاه است، ریسکهای مختلفی درنیروگاه قابل تشخیص هستند که عبارتند از:
۱) کاهش میزان دسترسی و آمادگی واحد نیروگاه
۲) کاهش ضریب بار نیروگاه
۳) افزایش نرخ گرمایی به ازاء تولید یک مگاوات (یا سوخت پست‌تر می‌شود)
۴) افزایش مصرف قطعات یدکی
۵) افزایش تعمیرات بدون برنامه‌ زمانبندی
۶) مدیریت ریسک غیرمناسب
۷) پشتیبانی تدارکات غیر مناسب
پس از شناسایی ریسکها باید به بهینه‌سازی و توازن آنها پرداخت،‌تا پس از ارزیابی و در صورت لزوم بتوان به برون‌سپاری برخی از فعالیتها اقدام کرد. این امر شامل چند مرحله است:
▪ تحلیل ریسکها
▪ ارزیابی شخصی از آنها
▪ برون سپاری برخی از فعالیتها
▪ اصولاً برای برون‌سپاری فعالیت، ابتدا باید نوع فعالیت را شناخت. از دیدگاهی، فعالیت‌های یک سازمان به دو گونه «مرکزی» و «غیرمرکزی» تقسیم می‌شوند و برون‌سپاری اصولاً بر فعالیتهای «غیرمرکزی» متمرکز می‌شود.
● چه جنبه‌هایی از تعمیرات و به چه میزان برون‌سپاری شوند؟
روند مدیریت تعمیرات، در شکل زیر آورده شده است:
می‌توان باتوجه به میزان استراتژیک بودن و قابلیت رقابت‌پذیری یک فعالیت در خارج از سازمان، معیارهای متفاوتی برای فعالیتهای مختلف برون‌سپاری در نظر گرفت:
۱) فعالیتهای استراتژیک و رقابتی سازمان: برون سپاری نشود.
۲) فعالیتهای استراتژیک و غیررقابتی سازمان: مهندسی مجدد در رابطه با آنان انجام شود.
۳) فعالیتهای غیراستراتژیک و رقابتی سازمان: نیاز برون‌سپاری آنها بررسی شود.
۴) فعالیتهای غیر استراتژیک و غیر رقابتی سازمان: برون‌سپاری شود.
در سازمان، معیارهای متفاوتی برای فعالیتهای مختلف برون‌سپاری در نظر گرفت.
با توجه به معیارهای فوق و روند مدیریت تعمیرات، می‌توان مراحل مختلفی از این فعالیتها را به پیمانکاران برون‌سپاری کرد که رویکردهای متفاوتی را موجب می‌شود:
▪ رویکرد اول: فقط انجام کار برون‌سپاری شود مثلاً در زمان فشار کاری، Shutdiwn و ...
▪ رویکرد دوم: همه این فعالیتها (در روند مدیریت تعمیرات) به جز آیتم‌های شناسایی و تحلیل کار برون‌سپاری شوند. پیمانکار درخصوص زمان و چگونگی انجام کار تصمیم می‌گیرد ولی شرکت سفارش‌دهنده آنچه را که باید انجام شود.
▪ رویکرد سوم: همه این مراحل برون‌سپاری شوند و کنترل استراتژی تعمیرات به پیمانکاران داده شود. قرارداد باید حول موفقیت در کسب درآمد دلخواه و مطلوب با توجه به عملکرد تجهیزات پایه‌ریزی شده تا به پیمانکار آزادی عمل لازم جهت استفاده از حداکثر تواناییش داده شود.
اصولاً‌بهترین رویکرد در انتخاب نوع برون‌سپاری با توجه به عوامل اقتضایی و نیاز نیروگاه در شرایط موجود تعیین می‌شود. بنابراین در پروسه برون‌سپاری، ابتدا باید به شناسایی ریسکهای موجود در سیستم بهره‌برداری و تعمیرات درون‌سازمانی پرداخت. پس از آنالیز این ریسکها و ارزیابی شخصی می‌توان بر حسب ضرورت و نیاز نیروگاه، درصدی از عملیات بهره‌برداری و تعمیرات را برون‌سپاری کرد.
همانطور که از مطالب این بخش می‌توان جمع‌بندی کرد این است که هسته مرکزی و فعالیتهای تعیین‌کننده سازمان را نمی‌توان برون‌سپاری کرد و بخشهایی را نیز که می‌خواهیم برون‌سپاری بکنیم ابتدا باید شاخص‌ها و معیارهای کمی مورد درخواست را تا حد لزوم به دقت تعیین کرد و نماینده سازمان به طور مستمر این شاخص‌ها را کنترل و نظارت کند. بدین ترتیب سازمان می‌تواند بر فعالیتهای مرکزیش متمرکز شود و نتیجه برون‌سپاری منطقی و سنجیده موارد زیر می‌تواند باشد:
- افزایش عملکرد موثر نیروگاه و نظارت بر آن
ـ بازرسی منظم عملیاتی
- تقسیم تجربه و دانش
● ضرورت برون‌سپاری بهره‌برداری نیروگاه
تاکنون توسط شرکتهای مدیریت تولیدبرق، که تصدی بهره‌برداری نیروگاه را دارند،‌تعمیرات اساسی و یا روتین نیروگاه بطور کامل و یا جزء به جزء به شرکتهای تعمیراتی خارج از نیروگاه محول شده است و بدین ترتیب برون‌سپاری تعمیرات با نظارت نیروگاه در ایران صورت پذیرفته است ولی تاکنون بهره‌برداری (با قرارداد درازمدت) نیروگاه تاکنون در ایران برون‌سپاری نشده است.
دردهه ۶۰ (شمسی)،‌نیروگاه بطور متمرکز زیرنظر شرکت توانیر و به شکل دولتی اداره می‌شدند. دردهه ۷۰ نیروگاه به شرکتهای برق منطقه‌ای واگذار شده و شیوه اداره تولید برق بطور غیرمتمرکز در سطح کشور تجربه شد و نیروگاهها با همان بافت موجودشان به شکل شرکت سهامی خاص تبدیل شدند و تجهیزات نیروگاه را به اجاره گرفتند و طی قرارداد‌های انرژی با شرکتهای برق منطقه‌ای، عهده‌دار تولید برق شدند.
در دهه ۸۰ ستاد صنعت‌برق کشور، جهت رهاسازی بیشتر در بخش تصدی تولیدبرق برای نیروگاههای جدید‌التاسیس طرح برون‌سپاری عملیات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه را مطرح کرد.
مهمترین عامل اصلی برای برون‌سپاری خدمات در سازمانها،‌کاهش مسوولیتهای اجرایی،‌افزایش بهره‌وری که از طریق افزایش اثربخشی و کارآیی نتیجه می‌شود و ایجاد زمینه رقابت در انجام فعالیت که موجب کاهش هزینه‌ها می‌شود. به منظور دستیابی به اهداف یاد شده، واگذاری برخی از فعالیتها به بخش خصوصی در چند سال اخیر به صورت جدی در وزارت نیرو پیگیری می‌شود و برون‌سپاری تعمیرات و بهره‌برداری نیروگاهها از آن جمله است. در جنب این مورد، مواردی نیز که جسته و گریخته بگوش می‌رسد نشان از انگیزه‌های دیگر زیر نیز دارد:
الف) بهره‌برداران، سیستم را بهتر راهبری کنند.
ب) بهره‌برداران، بطور علمی، با مساله بهره‌برداری برخورد ‌کنند.
ج) شاخص‌های بهر‌ه‌برداری از میانگین پایینی برخوردار نباشد بعنوان مثال میانگین ضریب آمادگی نیروگاههای بخاری درکشور ۷۰ درصد است و نیاز است ضریب آمادگی را به عدد ۹۷ درصد رساند.
برای بهبود وضع موجود بهره‌برداری، استفاده از سوپروایزر خارجی، جهت انتقال دانش فنی بهره‌برداری توسط برخی مسوولین توصیه می‌شود. ارتقاء شاخصهای بهره‌برداری و در نتیجه بهره‌برداری اقتصادی از تولید برق از دیگر منافع برون‌سپاری عملیات بهره‌برداری نیروگاه در ایران به نظر می‌رسد.
● نیاز به تبیین مفاهیم و الزامات برون‌سپاری بهره‌برداری
تبیین موضوع برون‌سپاری بهره‌برداری نیروگاه، نیاز به تعریف مفاهیم، خواسته‌ها و الزامات این موضوع است و پیگرد آن نیاز به فرهنگ ‌سازی و ایجاد باور در عوامل ذیربط در این صنعت است و تشکیل نهاد نظارتی به نمایندگی از مالکین صنعت‌برق از قدمهای اساسی در این رابطه است.
پاسخ به سوالات زیر جهت تبیین حدود مساله رانیز می‌طلبد:
▪ کدامیک از مدلهای اجرایی زیر، جهت برون‌سپاری بهره‌برداری مدنظر است؟
▪ عوامل سازمان بهره‌برداری به استخدام در می‌آید تا سرویس به یک شرکت مدیریت تولید برق بدهد؟
▪ نیروگاه و تجهیزات آن در اختیار یک سازمان بهره‌بردار قرار می‌گیرد تا نیروگاه را مطابق مشخصات فنی و اقتصادی تعریف شده، بهره‌برداری کند و خروجی لازم را بدهد؟
▪ با توجه به تعریف واگذاری عملیات بهره‌برداری نیاز به حضور و تصمیم‌گیری مالک تجهیزات و یا نماینده او است، این نماینده مالک، شرکت توانیر (و یا واحدی از آن شرکت)- شرکت برق منطقه‌ای مربوطه (و یا واحدی از آن)- و یا شرکت مدیریت تولید برق ایجاد شده در نیروگاه است؟
▪ برون‌سپاری بهره‌برداری (واگذاری بهره‌برداری نیروگاه به بخش خصوصی (داخلی یا خارجی)) بر اساس چه قانون و یا محملهای مقرراتی، صورت می‌پذیرد؟ چون اولین گام مورد نیاز جهت این امر،‌تنظیم زیرساختهای قانونی آن است و این قانون نیز باید رسا و شفاف،‌حتی جزییات امر را مشخص کند.
▪ طول دوره واگذاری عملیات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه در چه محدوده کوتاه، میان و درازمدت قرارمی‌گیرد؟
▪ موانع و خلاءهای قانونی جهت واگذاری بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه،‌از قبیل مباحث محیط‌زیست، قانون کار، ... تعیین شده و برای آنها چاره‌جویی شود.
▪ در برون‌سپاری بهره‌برداری، بیمه چه نقشی دارد؟ آیا تاسیسات تولید برق، بیمه می‌شود و یا محصول خروجی نیروگاه (برق تولید شده با معیارهای تعریف شده آن) بیمه می‌شود؟
▪ برون‌سپاری بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه از دید چه سطح از حاکمیت (شرکت توانیر)، مالکیت (شرکت برق منطقه‌ای) و یا تصدی‌گری (نیروگاه) مدنظر است؟ چون هر یک از این سطوح، مسوولیت و حیطه اختیار متفاوتی دارند و قاعدتاً بخشهای استراتژیک و مسوولیت‌‌زای فعالیت بهره‌برداری نباید برون‌سپاری شود و در هر یک از سطوح فوق‌الذکر این بخشها متفاوت است.
● مطالعه موردی برون سپاری بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه سهند
چندین نیروگاه که توسط سازمان توسعه برق ایران احداث و توسط شرکت توانیر مسوولیت نهایی بهره‌برداری از آن پیگیری می‌شود، درطرح برون‌سپاری بهره‌برداری و تعمیرات قرار گرفته بودند که عبارتند از: نیروگاههای هرمزگان، دماوند، سهند، آْبادان، سنندج.
نیروگاه حرارتی جدید‌الاحداث سهند، یکی از نیروگاههای بزرگ منطقه‌ آذربایجان است که در نزدیکی شهرستان بناب قرار گرفته است و بهره‌برداری تجارتی از آن از سال ۸۳ آغاز شده و روش مناسبی برای مدیریت این نیروگاه با توجه به شرایط و امکانات و محدودیت‌های محل و منطقه اتخاذ شود.
از آنجایی که در حال حاضر شهرستان بناب فاقد مراکز بزرگ صنعتی و شرکت‌های ارایه‌کننده خدمات فنی، مهندسی وصنعتی است و پایه توسعه این شهرستان بر مبنای کشاورزی و صنایع تبدیلی کشاورزی قرار دارد، پس ازاتمام ساختمان نیروگاه، تعداد زیادی از نیروی کار شاغل در ساخت و نصب نیروگاه،به جهت نبودن زمینه‌های کاری مشابه در شهرستان و منطقه بیکار خواهند شد و جهت اقامت درمحل نیاز به کار جدید داشته و در غیر این صورت ناگزیر به مهاجرت خواهند شد که این موضوع از نظر اقتصادی و اشتغال و مسکن با پیامدهای منفی برای شهرستان و منطقه همراه خواهد بود.
برای بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه نیاز به تخصص‌های کارشناسی و کمک‌کارشناسی و فنی است و تعداد نیروهای مورد نیاز با احتساب خدمات، بسیار کمتر از دوره احداث نیروگاه و حدود ۳۰۰-۴۰۰ نفر پیش‌بینی می‌شود که در حال حاضر تامین آنها از نیروهای شاغل و موجودشهرستان ونیروگاه، اکثراً‌ به جهت نبود تخصص‌های مورد نیاز، مقدور نیست و بدین‌منظور باید از افراد جدیدی استفاده شود که ورود آنها به محل به نوبه خود می‌تواند موجب بروز تاثیرات خاص بر محیط‌های فرهنگی و اجتماعی و اقتصادی موجود باشد.
گزینه‌های مختلف برای برون‌سپاری و واگذاری بهره‌برداری وتعمیرات نیروگاه سهند، از ناحیه مهندس مشاور طرح توجیهی این فعالیت، به شرح زیر در نظر گرفته شده بود:
الف) بهر‌ه‌برداری و تعمیرات توسط شرکت برق منطقه‌ای آذربایجان
ب) تاسیس شرکت مدیریت تولید برق جدید برای بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه
ج) واگذاری بهره برداری و تعمیرات به شرکت مدیریت تولید برق تبریز
د) واگذاری بهره‌برداری و تعمیرات از طریق مناقصه
▪ جمع‌بندی فنی واقتصادی گزینه الف:
این گزینه منجر به افزایش تصدی‌گری دولت می‌شود و با توجه به تجربیات گذشته، امکان کاهش بهره‌وری و عدم استفاده مطلوب از امکانات و نیروها و افزایش تلفات و مصارف وجود دارد.
▪ جمع‌بندی فنی و اقتصادی گزینه ب:
با توجه به تبصره یک از ماده چهار فصل دوم قانون برنامه سوم توسعه اقتصادی، اجتماعی و فرهنگی جمهوری اسلامی ایران، تشکیل شرکتهای دولتی صرفاً‌با تصویب مجلس شورای اسلامی مجاز خواهد بود،‌لذا تاسیس شرکت جدید مانند شرکت‌های تولید برق تبریز واراک برای نیروگاه حرارتی سهند و کوتاه‌مدت مقدور نیست.
▪ جمع‌بندی فنی و اقتصادی گزینه ج:
هم‌اکنون شرکت مدیریت تولید برق تبریز طرف قرارداد شرکت برق منطقه‌ای آذربایجان برای بهره‌برداری و تعمیرات سایر نیروگاههای حوزه مسوولیت شرکت برق منطقه‌ای آذربایجان بوده و تخصص و تجربه و امکانات لازم برای قبول تعهدات بیشتر را دارا است. در صورت واگذاری بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه سهند به شرکت یاد شده به نظر می‌رسد اهداف زیر قابل حصول خواهد بود:
- استفاده از نیروهای مستقر شرکت یاد شده در سایر نیروگاهها برای پشتیبانی فنی و خدماتی نیروگاه حرارتی سهند که در این صورت تعداد نیروهای پیش‌بینی شده برای بخش تعمیرات و مهندسی و برنامه‌ریزی و مالی و اداری نیروگاه سهند با کاهش چشمگیری همراه می‌شود.
- استفاده از تخصص‌ها و تجربیات موجود، شرکت یاد شده برای تامین بهره‌وری و راندمان کاری مناسب برای نیروگاه سهند
- استفاده از امکانات کاری شرکت یاد شده برای تسهیل و تسریع عملیات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه سهند
- استفاده از شناخت شرکت یاد شده از فرهنگ و عادات اجتماعی و امکانات کاری منطقه برای روان سازی انجام فعالیت‌های بهره‌برداری و تعمیرات.
لازم به ذکر است که در این گزینه، شرکت مذکور در سطح منطقه، مونوپول می‌شود و زمینه ایجاد رقابت کاهش می‌یابد و از این دید، مخالف اهداف برون‌سپاری است.
▪ جمع‌بندی فنی و اقتصادی گزینه‌ د:
برای بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه حرارتی سهند، نیاز به حضور شرکتی ذیصلاح و با تجربه قوی نیروگاهی وجود دارد. با بررسی بعمل آمده در شهرستان تبریز و منطقه نزدیک به نیروگاه حرارتی سهند، به غیر از شرکت مدیریت تولید برق تبریز، شرکت و مرکز مناسب دیگری شناسایی نشد. شرکتهای با تجربه (که در گزارش مشاور این طرح به پنج، شش شرکت ذکر شده) دیگری که بتوانند از عهده این مهم برآیند، عمدتاً در سایر نقاط کشور تجربه و فعالیت داشته و دارند و در صورت عهده‌دار شدن ارایه خدمات در نیروگاه حرارتی سهند، به نظر می‌رسد جهت کسب موفقیت‌های مورد نظر باید نسبت به افزایش شناخت لازم ازملاحظات اجتماعی و امکانات قابل استفاده منطقه و تطبیق هر چه بهتر شرایط خود با آنها، تلاش مضاعفی بعمل آورند.
نیروها و امکانات موجود شرکتهای مذکور برای بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه حرارتی سهند، به جهت بعد مسافت،‌تاثیر کمتری در کاهش نیروهای پیش‌بینی شده برای نیروگاه و افزایش راندمان خواهد داشت. به جهت مشابهت زیاد تجهیزات و جانمایی و جادهی واحدهای این نیروگاه با نیروگاه شازند (اراک) و ساخت کشور چین بودن اکثر تجهیزات این دو نیروگاه به نظر می‌رسد که شرکت مدیریت تولید برق شازند با هزینه کمتری بتواند عهده‌دار ارایه خدمات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه باشد.
● بررسی گزینه‌های مختلف و امکان‌سنجی نهایی فنی- اقتصادی گزینه‌ها
با مراجعه به گزینه‌های فوق و با در نظر گرفتن عوامل موثر در اجرای کار وهزینه‌ها به شرح زیر، ارزش دهی و بررسی نهایی انجام می‌شود:
▪ منع قانونی: گزینه‌ای که منع قانونی داشته باشد قابل پذیرش نیست.
▪ سرعت واگذاری و استقرار در کارگاه: در زمان بررسی این امکان‌سنجی، تا زمان شروع بهره‌برداری تجارتی از واحدها فرصت چندانی باقی نمانده بود و باید هر چه زودتر نیروهای شرکت بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه در کارگاه مستقر شده و بخشی از آموزش‌ها و ارتقاء شناخت خود از تجهیزات و سیستم‌ها را بصورت On Job training دریافت کنند، لذا گزینه‌ای که پروسه واگذاری و برون‌سپاری و استقرار نیروها در محل در آن با سرعت بیشتری قابل انجام باشد، دارای امتیاز است.
▪ شناخت از محل: شناخت ازمحل و منطقه و فرهنگ و ملاحظات اجتماعی می‌تواند در موقعیت شرکت بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه موثر باشد و لذا وجود این عوامل بعنوان امتیازی برای گزینه‌ها منظور می‌شود.
▪ دسترسی به نیرو و امکانات ستادی: دسترسی سریع به نیرو و امکانات ستادی شرکت بهره‌برداری و تعمیراتی برای بررسی و رفع اشکالات اضطراری و بحرانی نیروگاه اهمیت داشته و لذا وجود این عامل به عنوان امتیازی برای گزینه‌ها منظور می‌شود.
▪ هزینه‌ها: کاهش هزینه‌ها از اهداف اصلی در انجام هر فعالیت است و لذا گزینه‌ای که با هزینه‌ کمتری همراه باشد دارای امتیاز است.
با توجه به مراتب فوق ارزش‌دهی شرایط گزینه‌ها به شرح جدول زیر انجام و گزینه ج یعنی واگذاری بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاه سهند به شرکت مدیریت تولید برق تبریز به عنوان گزینه برتر نتیجه شد.
کاهش هزینه طرح واگذاری بهره‌برداری و تعمیرات برای سال ۱۳۸۴ در این گزینه حدود ۱۰۶×۲۴۶۹ ریال برآورد شد.
● نتیجه:
▪ طی پروژه و یا جلساتی با مهندسین مشاور و ستاد صنعت‌برق، ضرورت- مدلهای اجرایی و بسترسازی برون‌سپاری عملیات بهره‌برداری و تعمیرات نیروگاهها تدوین شود (که در حال اجراست و در نیروگاه پرند اجرا شده است)
▪ جهت فرهنگ‌سازی و ایجاد باور در مدیران و کارشناسان صنعت‌برق، برگزاری سمینار و ارایه مقاله در نشریات تخصصی در رابطه با موضوع مقاله مورد نیاز است.
▪ بخش اصلی و تصمیم‌گیری (استراتژیک) امر بهره‌برداری نیروگاه،‌ نمی‌تواند برون‌سپاری شود و باید توسط عوامل مجرب و امین صنعت‌برق از ناحیه حاکمیت و نیز مالکیت تجهیزات این بخش مدیریت و راهبری شود.
▪ با توجه به گذشت حدود دو سال از اهتمام به انجام این امر در نیروگاههای جدید‌التاسیس، نیاز است سیاستگذاران و مدیران صنعت‌برق به ارزیابی این موضوع و تعیین میزان انطباق آن با برنامه‌ریزی و اهداف اولیه پرداخته‌اند.
▪ جهت تحقق برون‌سپاری بهره برداری نیروگاه، نیاز است که ظرفیت‌سازی درشرکتهای صاحب‌ صلاحیت در این زمینه در داخل کشور صورت پذیرفته است.
▪ تدوین مقررات، آیین‌نامه‌های این موضوع توسط ستاد صنعت‌برق کشور الزامی است و این قانون و مقررات،‌جزییات امر را باید به طرزی رسا و شفاف مشخص کند.

منبع:ویستا
ویرایش وتلخیص:آکاایران

صفحه 3 از 11: « پیشین 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 پسین »

علم و دانش /

پرو‍ژه

برای دسترسی به این قسمت میبایست عضو انجمن شوید. درصورتیکه هم اکنون عضو انجمن هستید با استفاده از نام کاربری و کلمه عبور وارد انجمن شوید. در صورتیکه عضو نیستید با استفاده از این قسمت عضو شوید.

↑ بالا