EN

معاون برنامه ریزی و نظارت بر امنیت شبکه برق کشور تشریح کرد؛

برنامه های معاونت برنامه ریزی در سال 98

برنامه های معاونت برنامه ریزی در سال 98

"مهندس حسین ایوب زاده" معاون برنامه ریزی و نظارت بر امنیت شبکه برق کشور در شرکت مدیریت شبکه برق ایران، برخی از برنامه های مهم این معاونت در سال 98 را اعلام کرد.

او در این خصوص، انجام مطالعه در مورد طرح های مورد نیاز شبکه برای سال 99، عملیات اصلاح و بهبود تنظیمات تجهیزات کنترلی نیروگاه ها و ادامه مطالعات هماهنگی تنظیمات تجهیزات شبکه و نیروگاه را به عنوان برنامه های مهم سال 98 معرفی کرد. به گفته ایشان صحت سنجی مدل های نیروگاهی شبکه، تحلیل حوادث شبکه به خصوص از بعد دینامیکی، توسعه مطالعات پایداری شبکه، عملیاتی نمودن مشارکت واحدهای بخار سیکل ترکیبی در کنترل اولیه فرکانس و همچنین، شروع فاز نخست مطالعات طراحی SVC را جزو برنامه های دیگر این معاونت در سال جاری دانست که در ادامه هر کدام را به تفکیک تشریح کرد: 

الف- انجام مطالعه در خصوص طرح های مورد نیاز شبکه برای سال 99 و به روز رسانی طرح های قبلی با توجه به عدم قطعیت های موجود 
«در این رابطه برنامه انجام مطالعات پیک بار سال 1399 تدوین شده و جهت اعلام نظر در اختیار دبیران کارگروه های شرکت های برق منطقه ای قرار گرفته است. همچنین، به روزرسانی اطلاعات شبکه در دک مطالعات جامع شبکه نیز انجام و همکاران مدیریت شبکه در حال تجمیع اطلاعات وارد شده توسط شرکت های برق  منطقه ای و به روزرسانی دک شبکه سراسری هستند. مراحل انجام مطالعات پیک بار سال 99 به طور خلاصه عبارتند از: به روزرسانی اطلاعات شبکه، تهیه تصویر لحظه پیک بار سال 98 که برای تاریخ 24 تیرماه سال جاری پیش بینی و هماهنگ شده، ورود اطلاعات تصویر لحظه ای و تشکیل دک پیک سال 98 به عنوان فایل پایه مطالعات سال 99، تعیین طرح های قطعی و غیر قطعی سال 99، انجام پیش بینی بار سال 99، ورود اطلاعات طرح ها و پیش بینی بار سال 99 به دک، آماده سازی دک جهت انجام مطالعات پیک بار سال 99 بر اساس رویه های مشخص تعیین شده، انجام مطالعات و ارائه گزارش بر اساس فرمت از قبل تعیین شده، تعیین طرح های مورد نیاز سال 99 بر اساس مطالعات انجام شده و اولویت بندی و رتبه بندی طرح ها بخصوص تعیین طرح های اولویت دار سال 99.
 بر اساس برنامه تدوین شده، نتایج مطالعات و اولویت های شبکه در سال 99 در انتهای آبان ماه قابل ارائه می باشد. لازم به ذکر است دسترسی راه دور شرکت های برق منطقه ای به دک سراسری از اهمیت ویژه ای برخوردار است. چنانکه این ارتباط از کیفیت مناسب برخوردار نباشد، برنامه زمانی طراحی شده را تحت تاثیر قرار خواهد داد. 


ب: صحت سنجی مدل های نیروگاهی شبکه
«در این رابطه تاکنون تقریباً حداقل یک واحد از هر یک از نیروگاه های بالای 50 مگاوات کشور مورد تست شناسایی و یا صحت سنجی مدل نیروگاه قرار گرفته اند. پس از انجام تست صحت سنجی، نتایج تست مورد تحلیل و بررسی قرار گرفته و مدل و پارامتر واقعی سیستم کنترلی نیروگاه شامل سیستم تحریک، PSS، توربین و گاورنر شناسایی و استخراج می شود. سپس مدل و پارامتر مربوطه در نرم افزار DIgSILENT وارد شده و در مطالعات مورد استفاده قرار می گیرد. این موضوع، برای اولین بار است که در  در سطح شبکه برق کشور پیاده سازی می شود و علیرغم مشکلات زیاد در انجام این فرآیند، تا کنون مدل بیش از 40 واحد نیروگاهی مورد بررسی و تایید قرار گرفته و در نرم افزار مطالعاتی وارد شده است.»


ج: هماهنگی و مطالعه جهت تنظیم PSS واحدهای نیروگاهی
«با توجه به اینکه PSS نیروگاه های کشور توسط سازنده به صورت محلی و بدون در نظر گرفتن شرایط شبکه تنظیم می شود، یکی از اصلی ترین اهداف صحت سنجی مدل های کنترلی نیروگاه بر اساس مدل واقعی، انجام مطالعات تنظیم هماهنگPSSواحدهای نیروگاهی جهت افزایش میرایی نوسانات بین ناحیه ای است. برای این منظور، رویه مربوطه تدوین شده و نرم افزار لازم جهت تنظیم PSS در این معاونت تهیه شده است. بر اساس رویه ذکر شده، تنظیمات جدیدPSS نیروگاه بندرعباس استخراج و بر روی نیروگاه اعمال و تست شده است. با توجه به احتمال بروز نوسانات شبکه و نیاز به انجام مطالعات پایداری در نرم افزار ذیربط، نیروگاه های سبلان و ارومیه به عنوان گزینه های دارای اولویت جهت تنظیم هماهنگ انتخاب شده اند و تنظیم نیروگاه های مذکور در سال جاری در دستور کار این شرکت قرار دارد.»


د: تحلیل حوادث شبکه از بعد دینامیکی
با توجه به حصول اطمینان از صحت اطلاعات دینامیکی و دانش کسب شده، امکان تحلیل برخی از حوادث شبکه از بعد دینامیکی فراهم شده و نتایج قابل توجهی بدست آمده که تاکنون در کشور مشابه آن وجود نداشته است. برای نمونه، حادثه پست شمال یزد که منجر به خروج واحدهای نیروگاه های سرو و تابان شده، از دید دینامیکی مورد تحلیل قرار گرفت. نتیجه بررسی نشان می دهد که سیستم تحریک نصب شده بر روی نیروگاه ها، در حوادث عملکردی مشابه هم نداشته و گاهاً تنظیمات و عملکرد متفاوت باعث ایجاد نوسان بین این واحدها و در موارد محدودی منجر به عملکرد محدود کننده زیر یا بالای تحریک  می شود. لذا لازم است جهت جلوگیری از حوادث مشابه، تنظیمات این سیستم ها هماهنگ شود. احتمال وقوع این پدیده در برخی از نیروگاه های سیکل ترکیبی نیز وجود دارد. به این صورت که سیستم تحریک واحد گاز توسط یک سازنده و سیستم تحریک واحد بخار سیکل توسط سازنده ای دیگر تولید و نصب شده و مقادیر تنظیمات آن ها با یکدیگر هماهنگ نیست. لذا حوادث احتمالی موجب ایجاد نوسان توان راکتیو بین واحدهای گاز و بخار شده و بعضاً منجر به خروج واحد می شود. این موضوع و موضوعات مشابه نیز در دستور کار بوده و در آینده، با جدیت بیشتری جهت افزایش امینت شبکه پیگیری خواهد شد.


د: توسعه مطالعات پایداری شبکه
«همان طور که ذکر گردید، انجام مطالعات پایداری دینامیکی جهت افزایش میرایی نوسانات بین ناحیه ای از مدتی قبل آغاز شده است. در کنار این موضوع، انجام مطالعه پایداری گذرا و تدوین نرم افزار مربوطه جهت محاسبه شاخص های مربوط به آن و ارائه پیشنهاد جهت افزایش پایداری گذرای شبکه نیز در دستور کار قرار دارد.
همچنین، با توجه به اینکه اطلاعات اینرسی(H)توربین و گاورنر نیروگاه ها نیز جمع آوری شده، امکان انجام مطالعات دقیق پایداری فرکانسی فراهم شده است. تعیین مقدار رزرو بهینه در شبکه و تخصیص آن به هر نیروگاه بر اساس خصوصیت نیروگاه ها در پاسخ به تغییرات فرکانس، تعیین مجدد پله های حذف بار فرکانسی و مقدار قطع بار با توجه به عملکرد گاورنرها نیز در دستور کار قرار دارد.»


ه: عملیاتی نمودن مشارکت واحدهای بخار سیکل ترکیبی در کنترل اولیه فرکانس
«مشارکت مستقل واحدهای بخار سیکل ترکیبی با کمک نیروگاه شهید رجایی و گروه مپنا در نیروگاه شهید رجایی مورد تست قرار گرفته و اجرای آن توسط گروه مپنا تایید شده است. لاجیک و فرآیند مربوطه نیز در جلسه ای با حضور نمایندگان وزارت نیرو، شرکت مادر تخصصی تولید برق حرارتی، گروه مپنا، نیروگاه شهیدرجایی و شرکت مدیریت شبکه نهایی شده و توسط شرکت مادر تخصصی تولید نیروی برق حرارتی جهت اعلام نظر و اجرا به کلیه نیروگاه های دارای واحدهای  GEتیپ Frame 9 ارسال شد و طی جلسه ای مقرر شده نیروگاه ها در مورد لاجیک پیشنهادی بررسی و اظهارنظر نموده و سپس لاجیک پیشنهادی را پیاده سازی و تست نمایند. این موضوع برای سایر واحدهای بخار سیکل ترکیبی مانند واحد های بخار سیکل ترکیبی تیپ V94.2 نیز در حال پیگیری می باشد. این اقدامات به همراه فرآیند تغییر لاجیک گاورنر واحدهای تیپ آنسالدو که موجب بهبود عملکرد آن ها در کنترل اولیه فرکانس شده، شرایط را برای تغییر محدوده رنج مجاز فرکانس به 05/0 هرتز فراهم می کند.»


ایشان انجام فاز مطالعاتی و طراحی تجهیزات FACTs در شبکه انتقال برق کشور را از موارد مهم برشمرد و گفت:
«یکی از اقدامات بسیار مهم این معاونت که فاز صفر آن از سال قبل شروع شده، انجام مطالعات امکان سنجی، ضرورت سنجی، تعیین ظرفیت، جایابی، تعیین پیکربندی اجزای سیستم و طراحی مشخصات فنی SVC در سال جاری در یکی از پست های انتقال شبکه برق کشور می باشد که در فاز دوم  این پروژه در نظر است ساخت، نصب و بهره برداری آن در یکی از پست های شبکه انتقال ناحیه سیستان و بلوچستان به مرحله اجرا در آید. همچنین، پیش بینی شده که با توجه به شرایط شبکه، تجهیزات مذکور جهت امکان استفاده آن در سایر نقاط شبکه به صورت ماژولار و مدولار طراحی شوند.»


ایشان اصلاح زیرساخت نرم افزار پایگاه داده شبکه PGDS و ایجاد هماهنگی بین پایگاه های داده در داخل و خارج شرکت را از دیگر برنامه های معاونت برنامه ریزی در سال 98 دانست و گفت: 
«یکسان سازی و به روز رسانی اطلاعات منجر به انجام مطالعات دقیق و اتخاذ تصمیمات صحیح می شود. با توجه به توافقات صورت گرفته، مقرر شده پایگاه داده PGDS به عنوان پایگاه داده تجهیزات پایه شبکه انتخاب و سایر پایگاه های داده با آن هماهنگ شوند، به طوری که چندگانگی اطلاعات در سطح شبکه برق کشور از بین برود. برای این منظور، با تشکیل کارگروهی متشکل از نمایندگان دفاتر فناوری اطلاعات و برنامه ریزی و با مشارکت سایر واحدهای شرکت، ساختار پیشنهادی جهت ورود اطلاعات سایر بخش های شرکت به PGDS تدوین شده و در طراحی جدید ساختار در قالب ERP فنی اعمال شود. علاوه بر این، گردش کار مناسب جهت ورود، تایید، گزارش گیری و سایر موارد مربوطه نیز در حال انجام است.
جهت ایجاد هماهنگی بین پایگاه های داده خارج از شرکت مدیریت شبکه، شرکت برق منطقه ای گیلان به عنوان پایلوت انتخاب شده و جلسه های متعددی با بخش های مختلف آن شرکت با هدف شناسایی نحوه گردش اطلاعات در شرکت های برق منطقه ای برگزار شد. بر این اساس فرآیندی تدوین شده که در آن اطلاعات طرح ها و تجهیزات از زمان انجام مطالعه در واحد برنامه ریزی، احداث توسط طرح و توسعه و بهره برداری و ثبت اطلاعات در بخش های مختلف شرکت های برق منطقه ای در سامانه PGDS وارد شده و به نوعی یک وحدت رویه در شرکت های برق منطقه ای ایجاد گردد. این فرآیند در شرکت برق منطقه ای گیلان در حال تست بوده و تکمیل اطلاعات فنی موجود نیز در سامانه PGDS نیز در دست اقدام  می باشد.»


به گفته مهندس ایوب زاده، به روز رسانی مستمر نظام‌نامه سیستم رله و حفاظت شبکه انتقال برق کشور  از دیگر برنامه های معاونت برنامه ریزی و نظارت بر امنیت شبکه در سال جاری خواهد بود که در تشریح آن گفت:
«تجهیزات شبکه انتقال همواره در معرض آسیب بر اثر عوامل داخلی یا خارجی و بروز عیب قرار دارند. پس از بروز عیب در تجهیزات، ضروری است تجهیز آسیب‌دیده به سرعت شناسایی و از مدار خارج شود. شناسایی و خارج نمودن تجهیز آسیب‌دیده توسط رله‌های حفاظتی انجام می‌شود. با توجه به آنکه انتخاب رله‌های حفاظتی مورد نیاز جهت حفاظت تجهیزات مختلف و تنظیمات آنها جهت عملکرد صحیح نیازمند یک رویه واحد در سطح شبکه انتقال برق کشور می‌باشد نظام‌نامه سیستم رله و حفاظت شبکه انتقال برق ایران تدوین شده است.
ویرایش اول این سند در سال 1393 تهیه شده و در سطح شرکت‌های برق منطقه‌ای و نیروگاه‌ها مورد استقبال قابل توجهی قرار گرفته و با توجه به استفاده گسترده از آن در سطح شبکه انتقال با به‌روزرسانی مستمر طی سه ویرایش بعدی، ویرایش چهارم آن در سال 1397 چاپ شده و اصلاح و تکمیل آن با توجه به مقتضیات شبکه انتقال به طور مستمر در دست انجام است.»

تدوین دستورالعمل تست و راه اندازی سیستم رله و حفاظت شبکه انتقال برق کشور از برنامه های آتی این معاونت در سال جاری است که در تشریح آن معاون برنامه ریزی اظهار داشت:
«رله‌هاي حفاظتي عمدتاً براي حذف سريع خطا از سيستم قدرت و قطع خطوط و تجهیزات حادثه دیده طراحي مي‌شوند. با اين‌حال در بعضي از موارد رله‌هاي حفاظتي موفق به انجام آن نبوده که اين مسئله باعث عدم عملکرد صحیح سيستم‌هاي حفاظتي مي‌شود. بخش مهمي از مشکلات عملکردي رله هاي حفاظتي مرتبط با خطاهاي پنهان موجود در رله‌ها مي باشد. اين مسئله مي‌تواند باعث ناپايداري در شبکه قدرت شود. براي جلوگيري از وقوع چنين رخداد هایی رله‌هاي حفاظتي پس از نصب نياز به انجام تست‌هايي در طی مراحل راه‌اندازي و تعمير و نگهداري، پيکر‌بندي و عيب‌يابي دارند تا بتوان اطمينان حاصل کرد که رله‌ها داراي الزامات عمومي مانند تشخيص صحيح خطا، سرعت پاسخ مناسب، و حداقل نمودن اختلالات در سيستم قدرت هستند.
عدم استفاده از يک رويه يکسان در تعيين تست هاي مدنظر براي رله‌هاي حفاظتي و رويه انجام هر يک از تست ها در نواحي مختلف کشور دلالت بر اين موضوع دارد که يک دستورالعمل مدون و قابل استناد در شبکه انتقال ايران در زمينه تست رله هاي حفاظتي وجود ندارد. هدف از تدوين دستورالعمل تست رله هاي حفاظتي، ايجاد رويه يکسان و دستيابي به يک چارچوب جامع و استاندارد براي انجام تست سیستم های رله و حفاظت به صورت یک نظام نامه جامع می‌باشد.»


ایشان ادامه بازدیدهای تخصصی از 16 پست مهم شبکه انتقال برق کشور جز برنامه های در دست اقدام برای سال 98 دانست و افزود:
«با توجه به اهمیت عملکرد صحیح سیستم حفاظت در حفظ پایداری و امنیت شبکه برق کشور ضروری است بازدیدهای دوره‌ای لازم جهت ارزیابی تجهیزات شبکه و مشکلات احتمالی در پست‌های مهم شبکه انتقال برق کشور صورت گرفته و اقدامات لازم جهت رفع آن ها توسط شرکت های برق منطقه‌ای صورت گیرد. به منظور دستیابی به هدف مذکور، در سال 97 تعداد 34 ایستگاه انتقال مهم با هماهنگی این شرکت توسط شرکت مشاور منتخب تحت بازدیدهای تخصصی قرار گرفته‌ و در سال جاری نیز بازدید از 16 پست انتقال دیگر در دستور کار قرار دارد.»


مهندس ایوب زاده استخراج شاخص پوشش حفاظتی تجهیزات اصلی شبکه انتقال و برنامه ریزی جهت رفع نواقص موجود در ادامه سایر برنامه های سال98 عنوان کرد و گفت:
«رله های حفاظتی وظیفه شناسایی و خارج نمودن تجهیزات آسیب‌دیده شبکه انتقال را بر عهده دارند. با توجه به آنکه رله‌های حفاظتی نیز ممکن است دچار عیب شده و در لحظه وقوع خطا در تجهیز شبکه انتقال نتوانند وظیفه خود را جهت شناسایی و خارج نمودن تجهیز آسیب دیده به خوبی انجام دهند ضروری است برای هر یک از تجهیزات شبکه انتقال بیش از یک رله حفاظتی در نظر گرفته شود. همچنین، با توجه به تنوع عیوب احتمالی در تجهیزات، ضروری است در هر یک از رله‌های حفاظتی، واحدهای حفاظتی لازم و کافی جهت شناسایی هر یک از خطاهای احتمالی در نظر گرفته شود. لذا جهت حفاظت کامل هر یک از تجهیزات شبکه انتقال نیاز به چند سخت افزار مختلف که هر یک دارای واحدهای حفاظتی مختلفی می باشند وجود دارد. 
با توجه به آنکه تعداد تجهیزات شبکه انتقال بسیار زیاد و متنوع می باشد به منظور پایش وضعیت فعلی سیستم حفاظتی تجهیزات و برنامه ریزی جهت رفع کمبودهای سیستم حفاظتی، این ضرورت وجود داشت تا آماری از وضعیت سیستم حفاظت موجود تجهیزات اصلی شبکه انتقال نظیر خطوط، ترانسفورماتورها، راکتورها و باسبار‌ها تهیه و شاخصی جهت ارزیابی این موضوع در نظر گرفته که این موضوع در گزارش ادوری حوادث شبکه سال 97 مد نظر قرار گرفته و در سال های آینده تا حصول نتیجه مطلوب به منظور پوشش کامل حفاظت تجهیزات اصلی شبکه ادامه خواهد یافت..» 


ایشان تدوین دستورالعمل جامع بهره برداری، نگهداری و تست و راه اندازی ترانسفورماتورهای قدرت و راکتورهای شبکه انتقال در افق زمانی 2 ساله را به عنوان آخرین برنامه از قبل تعیین شده برای سال 98 معرفی کرد و اظهار داشت: 
«با توجه به اهمیت ترانسفورماتورهای قدرت، هر نوع آسیب دیدگی به این تجهیزات زیان های اقتصادی جبران ناپذیری را به بار می آورد. در حال حاضر هزینه تمام شده تولید هر مگاولت آمپر ترانس انتقال به بیش از یک میلیارد ریال بالغ می گردد. از سوی دیگر تولید و جایگزینی ترانس معیوب با ترانس سالم، پروسه ای زمان بر است. بنابراین معیوب و از مدار خارج شدن هر ترانسفورماتور انتقال می تواند تا حد زیادی میزان انرژی توزیع نشده را افزایش دهد.
با توجه به عدم وجود یک دستورالعمل جامع و یکنواخت در سطح شرکت های برق منطقه ای، تدوین دستورالعملی جامع جهت تست و راه اندازی، بهره برداری و تعمیرات و نگهداری این تجهیزات گران قیمت با همکاری متخصصین خبره دانشگاه و استفاده از نقطه نظرات صاحب نظران صنعت برق ضروری بوده که این مهم در سال جاری در دست اقدام می باشد..»

نرگس موسوی امتیاز به خبر :

ارسال نظرات

نام

ایمیل

وب سایت

تصویر امنیتی
کد امنیتی را وارد نمایید:

نظرات شما

هم اکنون هیچ نظری ارسال نشده است. شما می توانید اولین نظردهنده باشد.
قالب دلخواه شما
اندازه فونت