تعیین الگویی مناسب جهت بازیابی شبکه برق آذربایجان بعد از فروپاشی شبکه برق کشور

وظیفه اساسی سیستمهای قدرت، تامین انرژی الکتریکی مشترکان به ترتیبی است که از پیوستگی و کیفیت قابل قبول برخوردار و انجام آن نیز تا حد امکان اقتصادی بوده و همچنین بتواند سریعترین زمان بازگشت به حالت قبل از اختلال در سیستم راداشته و کیفیت برق رادر وسیعترین محدوده‌های تعذیه دارا باشد. بوجود آوردن چنین اهدافی جز باارایه روشها و الگوریتمهای چه در مرحله تولید و چه در مرحله انتقال و توزیع و آینده‌نگری در سیستم مورد بهره‌برداری میسر نخواهد بود.الگویی که برای خروج ازحالت فروپاشی شبکه تدوین شده است در جریان بررسی با مشکل جمع‌آوری اطلاعات صحیح بخصوص از نیروگاهها مواجه شد که به ناچار به کندی و محدود شدن بررسی‌ها انجامید. در ذیل به پاره‌ای از این مشکلات اشاره شده است.
مطالعات انجام شده در این مقاله طی مراحلی به ترتیب از تعیین وظایف برای مسوولان و اپراتورها بر طبق چندین تجربه عملی که به وقوع پیوسته شروع و با انجام بررسی محدودیتهای موجود در هر یک از نیروگاههای تحت پوشش ادامه و در قسمت آخر به ایجاد یک الگوریتم برای شبکه برق آذربایجان با توجه به تولید واحدهای منطقه می‌انجامد.
در اولین نگاه به نظر می‌رسید بررسی دقیق دلایل عدم موفقیت در برقداری سریع شبکه درگذشته، می‌تواند بهترین راهنمای تدوین الگوی مناسب خروج از فروپاشی شبکه باشد و انتظار می‌رفت چنین تحلیلی دراین الگو آورده شود. متاسفانه علیرغم تلاشهای انجام شده برای گردآوری اطلاعات، به دلیل تاخیر افتادن عملیات خروج از فروپاشی شبکه درگذشته، همچنین ثبت ناقص اطلاعات در دفاتر پستها و نیروگاهها،‌اطلاعات چندانی بدست نیامد و تمام آنچه بدست آمد دلایلی مبهم و غیرقابل اتکا بود که به صورت شفاهی در خاطر عده‌ای از کارشناسان باقی مانده بود.
به عنوان نمونه گفته می‌شد که عملیات انتقال تولید از نیروگاههای گازی ارومیه و آبی ارس به نیروگاه خوی به دلایل نامشخص موفق نبوده است و نیروگاه خوی امکان راه‌اندازی نیافته است. از جمله دلایل اظهار شده وجود نوسان شدید ولتاژ، تریپ واحدهای ارس،‌خروج واحدهای نیروگاه خوی قبل از رسیدن به دور نامی بوده است (البته بررسی‌ها نشان داد که عامل اصلی وجود رله ولتاژی روی باس ۶/۶ کیلوولت می‌توانست علت قطع و توقف تغذیه سیستم راه‌اندازی واحدهای خوی باشد) و یا در انتقال بار از طریق نیروگاه گازی صوفیان به نیروگاه حرارتی تبریز مشکلات کنترل ولتاژ وجود داشته و حتی در مسیر انتقال تولید به نیروگاه بخار تبریز مشکلات برقداری طرف ۲۳۰ کیلوولت در پست آذر از طرف ۱۳۲ کیلوولت به دلیل وجود رله‌های ولتاژی در مسیر ترانسفورماتورها وجود داشته است. در هر صورت هدف اصلی بررسی‌های اولیه که منجر به اتخاذ تصمیمات در دفعات بعدی شود بطور کامل حاصل نشد.
در قسمت دوم تلاش بر آن گذاشته شد که ضمن اخذ اطلاعاتی از مسائل و روشهای راه‌اندازی واحدهای مختلف درنیروگاههای حوزه فعالیت شرکت برق منطقه‌ای آذربایجان موانع و نواقصات و نیز امکانات موجود راه‌اندازی مشخص شد تا در صورت امکان توصیه‌های جمع‌بندی شده‌ای از این امکانات و نواقصات ضمیمه تحلیل شد. در این خصوص نیز اطلاعات محدودی جمع‌آوری شد که به مجموعه اضافه شده است. از جمله این مسائل معیوب بودن سیستم راه‌انداز واحدهای گازی نیروگاه تبریز،‌اشکالات راه‌اندازی نیروگاه گازی صوفیان، عدم نصب و راه‌اندازی واحدهای دیزل ژنراتور نیروگاه خوی و نیز عدم توانایی دیزل ژنراتور نیروگاه گازی ارومیه برای راه‌اندازی هر کدام از واحدها را می‌توان طرح کرد. پاره‌ای اطلاعات هرچند ناقص نیز در مورد نیروگاههای گازی صوفیان، حرارتی تبریز، سیکل ترکیبی خوی و گازی ارومیه نیز در بخشی از مجموعه حاضرارایه شده است.
● روشهای مختلف برقداری مجدد شبکه آذربایجان در مواقع فروپاشی شبکه:
برای شروع راه‌اندازی واحدهای مختلف سعی شده همه گزینه‌های موجود به ترتیب اولویت در نظر گرفته شده و مسیر تعریف شده‌ای برای راه‌اندازی نیروگاهها به ترتیب زیر مشخص شود:
▪ راه‌اندازی از طریق به مدار آوردن واحدهای نیروگاه سیکل ترکیبی خوی:
راه‌اندازی نیروگاه خوی است که به دلیل وجود دو واحد گازی با ظرفیت هر کدام ۱۲۵ مگاوات توانایی تولید ۲۵۰ مگاوات را در کوتاه مدت داراست. لذا در جریان بررسیها به عنوان یکی از گزینه‌های اصلی برای راه‌اندازی به عنوان پیشاهنگ برای گذر از حالت فروپاشی شبکه در نظر گرفته شده است و در ابتدای اقدام برای خروج از فروپاشی شبکه سعی شده است که واحدهای گازی این نیروگاه در مدار قرار گیرند.
برای انجام این راه‌اندازی از انواع گزینه‌های در دسترس، از دیزلهای نیروگاه خوی، نیروگاه گازی ارومیه تا واحدهای آبی سد ارس و دیگر منابع تامین تغذیه داخلی نیروگاه به ترتیب در نظر گرفته شده‌اند و به صورت شماتیک الگوریتمی ‌نشان داده شده است.
▪ راه‌اندازی از طریق به مدار آوردن واحدهای نیروگاه تبریز:
نیروگاه تبریز دارای دو واحد بخار هر کدام به قدرت ۳۵۰ مگاوات و از طریق دو دستگاه ترانسفورماتور راه‌اندازی هر کدام به قدرت ۲۵ مگاولت آمپر راه‌اندازی می‌شوند که در حالت فروپاشی شبکه واحدهای نیروگاه تبریز می‌توانند از طریق دو واحد گازی هر کدام به قدرت ۲۵ مگاوات واز مسیر ترانسفورمرهای راه‌انداز در مدار قرار می‌گیرند و این مرحله در صورتی است که امکان راه‌اندازی سریع نیروگاه حرارتی تبریز وجود داشته باشد. این قابلیت را خواهد داشت که بتواند ریگ دور دریاچه ارومیه را در مسیرهای ۱۳۲ و ۲۳۰ کیلوولت در جهت تامین تغذیه داخلی پستها و نیروگاههای دیگر براحتی برق‌دار کند. لذا برای رساندن تغذیه برای راه‌اندازی واحدهای تبریز به عنوان گزینه همزمان با نیروگاه خوی در نظر گرفته شده است و کلیه منابعی که در شبکه برق آذربایجان برای برقداری پست نیروگاهی تبریز موجود بوده‌اند به ترتیب اولویت به عنوان گزینه‌های مختلف پیش‌رو منظور شده و در الگوریتم آورده شده‌اند.در صورت راه‌اندازی واحدهای تبریز شبکه رینگ ۲۳۰ تبریز و رینگ ۲۳۰ دور دریاچه ارومیه می‌توانند مطابق نقشه‌های شماتیک ارایه شده در دو جهت برق‌دار شوند و بارگیری از آنها صورت پذیرد. فلوچارت شماره (۲-۱) این مرحله را نشان می‌دهد.
▪ راه‌اندازی از طریق به مدار آمدن واحدهای نیروگاه صوفیان:
نیروگاه گازی صوفیان باداشتن ۴ واحد ۲۵ مگاواتی و ارتباط ۱۳۲ با شبکه نقش مهمی در راه‌اندازی سایر نیروگاهها دارد.
▪ راه‌اندازی از طریق به مدار آمدن واحدهای نیروگاه سهند:
امکان راه‌اندازی واحدهای نیروگاه حرارتی سهند است که در شرایط وجود امکان تامین برق از خط ۲۳۰ کیلوولت سقز- میاندوآب ۲ می‌تواند از طریق میاندوآب به سهند صورت گیرد که در الگوریتم نیز به عنوان یکی از گزینه‌ها مطرح شده است. با راه‌اندازی این نیروگاه نیز عملیات برقداری شبکه‌های ۲۳۰ کیلوولت بصورت جدا و یا شبکه‌های ۲۳۰ و ۱۳۲ بصورت توام حسب انتخاب دیسپاچینگ می‌تواند در دو جهت رینگ با بارهای مورد نظر صورت گیرد.
بعد از برقداری رینگ دور دریاچه امکان راه‌اندازی و آماده شدن نیروگاههای دیگر متصل به رینگ فراهم می‌شود. که ضمن در مدار قرار گرفتن واحدهای آنها به تدریج رینگهای فرعی مثل رینگ دور تبریز و ... باید برقدار شوند. بارگیری در شبکه باید به تدریج و متناسب با توانایی تولید متصل شده به شبکه صورت پذیرد و در نهایت برای مرتبط شدن با شبکه سراسری باید بخشی از ظرفیت واحدهای تولیدی خالی مانده باشد.
در ضمن امکان برقراری مجدد شبکه از طریق نقاط تبادلی برون‌مرزی و شبکه استانهای مجاور نیز مورد بررسی کامل قرار گرفت ولی به سبب در اولویت نبودن این مراحل در این مقاله مورد توجه قرار نگرفته‌اند و از پرداختن مفصل به آنها صرفنظر می‌شود.
● برقداری از طریق خط ارمنستان
جهت بارگیری از خطوط ارمنستان ضرورت دارد شرایط زیر برقرار باشد:
▪ حداقل یکی از خطوط ارمنستان هنگام بلاک اوت تحت تانسیون باقی مانده باشد.
▪ در صورت قطع بودن هر دو خط از طریق دیسپاچینگ ملی امکان برقداری حداقل یکی از خطوط مقدور شود.
▪ هماهنگی لازم جهت بارگیری حدود ۵۰ مگاوات از طریق دیسپاچینگ ملی بعمل آید.
▪ حداکثر ولتاژ انتهایی خط ارمنستان در پست اهر بیش از ۲۴۲ کیلوولت نباشد.
● وظایف واحدهای مختلف در شرایط فروپاشی شبکه:
۱) وظایف دیسپاچینگ منطقه در شرایط فروپاشی شبکه:
- اعلام وضعیت فروپاشی شبکه به پستها از طریق شبکه بی سیم و DTS به پستهای اصلی ۲۳۰ کیلوولت و واگذاری وظیفه آگاه کردن بقیه پستها به ایشان و نیز یادآوری قطع کلیه کلیدهای قدرت به پستها
- کارشناس مسوول شیفت بلافاصله بعد لز حادثه، کشیکهای جانشین مدیرعامل، معاون، مدیر و رئیس اداره بهره‌برداری دیسپاچینگ را مطلع سازد.
- کنترل قطع شدن کلیدهای قدرت خطوط مرتبط با شبکه از طریق سیستم میمیک و CRT
- مهندس مسوول شیفت تا رسیدن مدیر یا رئیس بهره‌برداری دیسپاچینگ بایددر مرحله اول ابعاد حادثه را شناسایی و استراتژی مشخصی را برای ادامه عملیات اتخاذ کند.
- تماس با نیروگاههای اصلی منطقه جهت مشخص کردن وضعیت خارج شدن و یا در مدار ماندن واحدهای آنها برای تصمیم‌گیری نحوه عملیات
- مهندس مسوول شیفت باید افرادتحت سرپرستی خود را برای ارتباطات و عملیات با دیسپاچینگ ملی، نیروگاهها و پستها تعیین وظیفه کند و خود هدایت ونظارت عملیات را به عهده گیرد تا از پراکنده کاری افراد شیفت اجتناب شود.
- اجرای برنامه هدایت برقرسانی به نیروگاههای مهم شبکه از قبیل نیروگاه حرارتی تبریز،‌سیکل ترکیبی خوی و سهند و نیروگاه جدید ارومیه بر اساس بلوک دیاگرامهای ضمیمه (روشهای تامین تغذیه داخلی نیروگاهها) از طریق نیروگاههای کوچک منطقه (نیروگاههای گازی تبریز، ارومیه، صوفیان، ارس و ...)‌و یا سیار منایع در دسترسی و پستهای مربوطه
- در صورت موفقیت راه‌اندازی واحدهای هر کدام از نیروگاههای خوی، تبریز، سهند و ارومیه جدید اقدام درجهت برقرسانی و بارگیری رینگ ۲۳۰ کیلوولت دور دریاچه با حرکت در دو جهت رینگ و اعمال بارهایی که در دیاگرام رینگ مشخص شده‌اند در این مرحله هدف ادامه برقرسانی به نیروگاههای دیگر دور رینگ دریاچه ارومیه و بستن رینگ ۲۳۰ کیلوولت است.
- مدیر و یا رئیس اداره بهره‌برداری دیسپاچینگ به محض اطلاع از حادثه ضمن حضور در مرکز دیسپاچینگ، گروه نوبت کار ذخیره (گروه شیفت بعدی) و افراد موثر در کمک‌رسانی در برقداری شبکه را مطلع وبه محل کار خود احضار کند.
- پرسنل شیفت دیسپاچینگ به کلیه تلفنهایی که به عنوان اطلاع‌گیری و غیرعملیاتی و موجب اشغال تلفن و وقت دیسپاچینگ می شود از پاسخگویی خودداری کرده و آنها را به مدیران کشیک، مدیرعامل و معاونت ارجاع کنند.
- حذف وضعیت اضطراری فروپاشی شبکه بعداز عادی‌سازی شبکه و اعلام به پستها و نیز مسوولان به همان ترتیبی که در بالا ذکر شد انجام خواهد شد.
۲) وظایف مدیران کشیک و مسوولان در زمان بلاک اوت:
- کلیه مسوولان محترم با حفظ ارتباط سلسله مراتبی جهت کسب و انتقال اطلاعات حادثه از اشغال تلفنهای شهری و PLC مرکز دیسپاچینگ، پستها و نیروگاهها خوداری کنند.
- کشیک جانشین مدیرعامل به محض اطلاع از بلاک‌اوت شبکه باید مدیران‌عامل و یا جانشینان شرکتهای توزیع، تولید و مدیران روابط‌عمومی و حراست و دیگر مسوولان ذیربط و ذینفع را مطلع کنند.
- کشیک جانشین معاونت بهره‌برداری به محض اطلاع از بلاک‌اوت شبکه باید کلیه مدیران بهره‌برداری استانها،‌مدیران دفاتر نظارت، فنی، مدیران شرکت تعمیرات و کلیه کارشناسان موثر را مطلع و به محل کارهای خود فرا خوانند.
- توصیه می‌شود مدیران کشیک از طریق پیغام SMS وضعیت فروپاشی شبکه و درخواست آمادگی شرکت را سریعتر به مسوولان مورد نظر اعلام کنند.
- مدیران بهره‌برداری انتقال آذربایجان غربی، اردبیل و یا در صورت عدم دسترسی به آنها جانشین ایشان مسوول اجرا دستورالعمل برقداری شبکه در حوزه مسوولیت خود و حفظ ارتباط تلفنی با دیسپاچینگ جهت هماهنگیهای لازم هستند.
- مدیران یا جانشینان بهره‌برداری انتقال نیروی آذربایجان غربی و اردبیل بلافاصله بعد از فروپاشی شبکه در محل پستهای اصلی تعیین شده (پست ۱۳۲ ارومیه ۱ و پست ۲۳۰ اردبیل) مستقر و نسبت به هدایت برقرسانی عمل کنند.
- مدیران بهره‌برداری انتقال بلافاصله پس از رفع بلاک اوت و عادی شدن بهره‌برداری شبکه کلیه عملیات، اقدامات و مانورها در پستهای تحت پوشش خود را به همراه ذکر اشکالات و محدودیتهای ایجاد شده در زمان حادثه و عوامل و موانع برقداری یا تاخیر در عملیات را دقیقاً بصورت ترتیب زمانی (به همراه ساعت و دقیقه) جمع‌آوری و جمع‌بندی کرده و به معاونت بهره‌برداری ودیسپاچینگ گزارش کنند.
۳) وظایف اپراتورها در شرایط فروپاشی شبکه:
- بعد از قطع برق شبکه و مشخص شدن حالت فروپاشی شبکه اپراتورها موظف هستند با انجام مراحل زیر آماده شوند.
- حصول اطمینان از قطع همه دیژنکتورهای قدرت انتقال، فوق توزیع و فیدرهای ۲۰ کیلوولت اعم ازورودی و خروجی
- به حداقل رساندن مصرف ۱۱۰ ولت جریان مستقیم از طریق خاموش کردن روشنایی اضافی اضطراری جهت جلوگیری از بروز مشکلات ناشی از افت ولتاژ مستقیم در موقع نیاز
- در پستهایی که ژنراتور اضطراری دارند لازم است در صورتی که به صورت اتوماتیک به مدار نمی‌آیند بصورت دستی ژنراتور در مدار آورده شود.
- در پستهایی که در فروپاشی شبکه امکان تامین تغذیه برق متناوب برای شارژر فنر کلیدها وجود ندارد باید تمهیدات و لوازم ضروری برای شارژر دستی دیژنکتورها در محوطه فراهم کند (مثل نرده بان یا چهارپایه و غیره) توصیه می‌شود تعداد دور هندل دستی برای شارژر فنر کلیدها روی باکس آنها از قبل نوشته شده باشد تا با اضافه دور از مشکلات شکستن قطعات داخلی احتراز شود.
- از زدن تلفنهای متعدد به دیسپاچینگ خودداری و منتظر دستور دیسپاچینگ منطقه باقی بمانند.
- مسوولان پستها موظف هستند با اعلام شرایط فروپاشی شبکه خود را به پست رسانده و در صورت نیاز از اپراتورهای دیگر نیز برای همکاری بخواهند در محل پست حاضر شوند
- بدون دستور دیسپاچینگ منطقه هیچ یک از پستها اجازه وصل فیدر یا باری را ندارند و در موقع درخواست دیسپاچینگ برای وصل بار مشخص، میزان حدود بار باید رعایت شود.
- در شرایطی که دیسپاچینگ درخواست وصل تنها خطوط ورودی و خروجی را در یک پست کنند یا به هر طریق دیگر شینه اصلی پست با نظر دیسپاچینگ برقدار شود، مسوولان پست بدون اجازه دیسپاچینگ مجاز به اقدام وصل تجهیزات دیگر مثل ترانسفورماتور بی‌بار، خازن و یا راکتور نیستند. همچنین برقداری ترانسفورماتور قدرت بری تامین بار پست نیز با نظر دیسپاچینگ صورت خواهد گرفت. (به منظور جلوگیری از اعمال بار راکتیو کنترل نشده).
- بعد از اعلام دیسپاچینگ به پست برای بارگیری عادی لازم است فیدرها با فواصل زمانی در حد دقیقه وصل شوند و از وصل سریع پشت‌سر هم آنها خودداری شود.
- در اولین فرصت بعد از خاموشی وضعیت تپ ترانسفورماتور را در وضعیت تپ نرمال قرار داده و بخصوص در پستهایی که بصورت دستی تغییر تپ داده می‌شود حتماً قراردادن تپ چنجر ترانسفورماتور در تپ نرمال صورت گیرد.
۴) وظایف بهره‌برداران نیروگاهها در زمان بلاک اوت:
- نیروگاههای گازی باید سوخت اضطراری گازوئیل جهت ۸ ساعت تولید را همیشه درمخازن خود ذخیره داشته باشند. کلیه نیروگاههای گازی باید امکان خودراه‌اندازی را داشته و یا در صورت وجود نواقص و یا اشکالات در این مورد تمهیداتی خود را جهت رفع آن بعمل آورند
- کلیه نیروگاههای توربین گازی که مولدهایی با قابلیت خودراه‌اندازی دارند باید بلافاصله بعد از رفع فروپاشی شبکه نسبت به راه‌اندازی واحدها و برقدار کردن پست بلافصل نیروگاهی اقدام و مراتب را جهت اقدامات بعدی به اطلاع مراکز دیسپاچینگ برسانند.
- بهره‌برداری نیروگاههای گازی و یا بخاری که بعد از حادثه در مدار باقی مانده و در وضعیت مصرف داخلی و یا بصورت تغذیه بخشی از شبکه قرار دارند ضمن بکارگیری کلیه امکانات جهت حفظ مولد فوراً‌مراتب را به دیسپاچینگ منطقه اعلام کنند.
- بعد از رفع بلاک اوت مدیران بهره‌برداری نیروگاه شرح کامل از گزارش عملکرد، وضعیت، مشکلات و موانع راه‌اندازی و بارگیری واحدهای خود را دقیقاً به معاونت بهره‌برداری و دفتر فنی تولید گزارش کند.
انجام مراحل فوق توسط فلوچارتهایی برای هر یک از نیروگاههای تحت پوشش برق منطقه‌ای آذربایجان انجام شده است و سعی شده که انجام هر یک از مراحل توسط مطالعات پخش بار تایید شود.
تامین تغذیه داخلی نیروگاهها طبق اولویت‌بندی زیر انجام شده است:
- تامین تغذیه داخلی توسط واحدهای دیزلی و یا گازی موجود در هر نیروگاه
- تامین تغذیه داخلی نیروگاه توسط نیروگاههای دیگر منطقه
- تامین تغذیه داخلی نیروگاه توسط خطوط برون‌مرزی
- تامین تغذیه داخلی نیروگاه از طریق خطوط فرامنطقه‌ای
● نتیجه‌گیری و پیشنهادات:
از بررسی مراحل مختلف مشخص می‌شود که با تعیین الگویی مناسب و منطبق بر واقعیات شبکه موجود می‌توان تا حدودی از فروپاشی شبکه جلوگیری کرده و در مواقع بروز چنین پدیده‌ای درحداقل زمان ممکن شبکه را بازیابی و به حالت نرمال درآورد تا از خاموشیهای گسترده جلوگیری کرد جهت رسیدن به این هدف علاوه بر انجام هر مرحله بسته به شرایط مکانی و زمانی لازم است اقدامات زیر صورت پذیرد:
▪ اقدامات تکمیلی و اولیه در شرایط فعلی صورت پذیرد و موارد زیر را شامل می‌شود:
- نصب دیزل ژنراتور سیار در پستهای کلیدی ۱۳۲ کیلوولت و ۲۳۰ کیلوولت دور رینگ دریاچه ارومیه به جهت تامین برق کلیدهای قدرت خطوط و ترانسفورماتورها و نیز تامین قسمتی از مصارف ضروری پستها درحالت فروپاشی شبکه در صورت عدم وجود دیزل ژنراتور
- حدف تریپ رله‌های ولتاژی خطوط به منظور اجتناب از مشکلات وصل کلیدهای قدرت در شرایط بی‌برقی
- بررسی و اجرای یک سیستم هشدار فروپاشی شبکه از طرف دیسپاچینگ برای اعلام شرایط فروپاشی به همه پستها
- بررسی اینترلاک‌های مانع برقداری ترانسفورماتورهای انتقال از طرف ولتاژ فوق توزیع ۱۳۲ کیلوولت در پستهای ۱۳۲/۲۳۰ کیلوولت مورد نیاز و در صورت لزوم تهیه دستورالعمل رفع اینترلاک در شرایط فروپاشی شبکه و آموزش اپراتورهای مربوطه جهت افزایش قابلیت اطمینان
- کاهش میزان مصرف برق ۱۱۰ ولت جریان مستقیم پستها با استفاده از جداسازی گروهی لامپهای روشنایی با ولتاژ مستقیم و استفاده حداقل و موردی از آنها در شرایط فروپاشی شبکه جهت جلوگیری از کاهش ولتاژ جریان مستقیم
- برنامه‌ریزی در جهت تکمیل و آماده بکار کردن دیزل ژنراتورها یا واحدهای خودراه‌انداز نیروگاهی منطقه بگونه‌ای که همگی از نظر راه‌اندازی خودکفا ومطمئن شوند.
- تهیه دستورالعمل برقداری ترانسفورماتورهای ۲۰/۱۳۲ کیلوولت از طرف ۲۰ کیلوولت برای استفاده از فیدرهایی که امکان تامین تغذیه داخلی پست را از پستهای مجاور دارند.
- آموزش اپراتورها برای استفاده در شرایط بی‌برقی پست و نیاز به تغذیه ۴۰۰ ولت متناوب برای عملیات شارژ فنرهای کلیدها یا سیر نیازها
- بررسی تنظیمات رله‌های سنکرون چک کلیدها و اصلاح مواردی که رنج ولتاژی، زاویه و یا فرکانس با یک انشعاب داده شده‌اند تا در صورت وصل اتوماتیک در پستها مشکلی ایجاد نکنند.
▪ توصیه‌ها و اقداماتی باید حین و بعد از برقداری شبکه مورد توجه قرار گیرد:
جهت حصول به نتیجه مطمئن و پایدار لازم است دراین مرحله اقداماتی به شرح زیر صورت پذیرد:
- درمرحله اول فقط یک مدار از خطوط دو مداره برای بستن رینگ مورد استفاده قرار خواهدگرفت (جهت محدود کردن خاصیت خازنی خط) سپس با به مدار آمدن واحدهای دیگرنیروگاهی و امکان تامین بار بیشتر مدار دوم نیز بسته خواهد شد.
- با برقداری شینه هر پست ۲۳۰ کیلوولت لازم است ضمن برقدار کردن یکی از ترانسفورماتورهای ۱۳۲/۲۳۰ باس ۱۳۲ کیلوولت برقدار و متعاقب آن بار مورد نظر در محل پست و یا یکی از پستهای مجاور به شبکه اعمال شود.
- بار پیشنهادشده برای هر مورد تقریبی بوده ولازم نیست دقیقاً بر روی همان میزان اصرار شود. بر حسب میزان بار فیدرها می‌توان نزدیکترین بار موجود به رقم پیشنهادی را انتخاب کرد مثلاً برای بار پیشنهادی ۵ مگاوات می‌توان فیدری با بار ۷ مگاوات نیز وصل کرد.
- بعد از اعمال بار در هر پست نسبت به وصل خط بعدی و سپس تامین بار در پست مورد نظر اقدام شود و این عمل تا تکمیل شدن رینگ ادامه یابد.
- بسته به اینکه کدام نیروگاه اول وارد مدار شود نسبت به برقداری شبکه در مسیر دوطرف پست مربوطه اقدام خواهد شد تا رینگ در پست مقابل پست نیروگاهی مبدا بسته شود. برقداری در یک جهت و ادامه آن هر چند با اعمال بارهای مورد نظر امکان‌پذیر باشد موجب کندی بسته شدن رینگ شده و در صورت قطع بار می‌تواند شبکه را با اضافه‌ ولتاژ مواجه کند.
- درحین برقدار کردن رینگ اگر نیروگاه دیگری وارد مدار شود عملیات و شرایط اتصال آن به قسمت برقدار شبکه بعمل خواهد آمد. با وصل واحدها نسبت به افزایش بارگیری از پستهای ۲۳۰ اقدام خواهد شد که متعاقباً مدار دم خطوط ۲۳۰ نیز برقدار خواهد شد.
- بعد از برقداری رینگ ۲۳۰ دور دریاچه اقدام به بستن رینگ ۲۳۰ دور تبریز می‌شود که با اعمال حدود ۲۰ مگاوات بار در هر پست از طریق برقداری ترانسفورماتورهای ۱۳۱/۲۳۰ و پستهای فوق توزیع مجاور اجرا خواهد شد.
- قدم بعدی بستن رینگ ۱۳۲ کیلوولت دور دریاچه است که با بارگیری محدود ۵ مگاوات برای هر ۱۰۰ کیلومتر خط عملی می‌شود.
- وصل خطوط ۲۳۰ به سمت اهر و اردبیل و میانه و سایر خطوط شعاعی که در خارج از رینگ قرار دارند اگر قبلاً بنا به ضرورت برقداری شبکه برقدار نشده‌اند با نظر دیسپاچینگ و با اعمال بارهای محدود در هر مرحله می‌تواند صورت گیرد تا جایی که قسمت عمده شبکه را با نظر دیسپاچینگ پوشش دهد و در ضمن موجب ناپایداری و از دست دادن شبکه نشود.
- در صورت آمادگی برای وصل به شبکه سراسری ضروری است توجه شود که برای جلوگیری از تریپ واحدها ظرفیت مناسبی از نیروگاهها (حدود ۴۰ درصد)‌خالی باشد.

مهندس بابک اسدزاده- مهندس داود انصارین

منبع : ماهنامه صنعت برق