منطقه بندی یا زون بندی حریق (Fire Zone)

منطقه بندی یا زون بندی حریق (Fire Zone)

 

 اقتباس شده از وبلاگ تخصصی سیستم های اعلام حریق

سهولت، سرعت و دقت در تشخیص و تعیین محل وقوع حریق به ویژه ساختمان­های بزرگ، لزوم تقسیم بندی ساختمان به مناطق کوچکتر و مجزا را به وجود می­آورد و مهم­ترین عوامل تعیین کننده مرزهای آن، کاربری، مساحت و بخش بندی های ضد حریق ساختمان است.

هر ساختمان می­بایست به قسمت­های مختلف جهت تشخیص سریع حریق و اعلام آن تقسیم شود، تا بتوان به­وسیله­ی سیستم، تشخیص و اعلام، حریق را سریع­تر شناسایی کرد. مثلا در هنگام مشاهده­ی حریق می­توان با فشار شستی آژیر را به صدا درآورد. در صورتی­که زون­بندی اجرا نشده باشد، اعلام با تاخیر و موجب سردرگمی و تشخیص اشتباه می­شود

تاثیر عوامل یاد شده در تعیین مناطق با رعایت موارد زیر میسر می گردد:

 هر طبقه ساختمان که بیش از 300 متر مربع باشد باید یک منطقه مجزا محسوب شود.

- حداکثر مساحت یک منطقه 2000 متر مربع است.

- اگر کل مساحت طبقات یک ساختمان 300 متر مربع یا کمتر باشد می توان آن را یک منطقه محسوب داشت.

- بخش­بندی ضد آتش در ساختمان یکی از مهم­ترین شاخصه­های تعیین مناطق است. بنابراین علی رغم مساحت می باید به آتش بندی فضاها نیز توجه داشت. در این حالت مرزهای منطقه تشخیص حریق محدود به مرزهای بخش بندی ضد آتش است. به همین دلیل پلکان، چاه آسانسور یا شفت­های دیگر که به وسیله دیواره  های ضد حریق از فضاهای دیگر مجزا شده­اند می­توانند علی رغم مساحتی که دارند به عنوان یک منطقه در نظر گرفته شوند. بام ها نیز منطقه جداگانه ای محسوب می شوند.

- بنا به نحوه قرارگیری دیوارهای ضد حریق و فضاهای مجزا شده، مناطق ممکن است به صورت افقی (سطح طبقات) و یا عمودی (چاه آسانسور، پلکان و ...)تعریف شوند.

- حداکثر فاصله­ی جستجو در یک منطقه نباید بیش از 30 متر باشد. منظور از فاصله جستجو، مسافتی است که برای یافتن و رویت محل حریق باید طی شود. از این رو در ساختمان­هایی که دارای اتاق های متعدد هستند بهتر است در بالای درهای مشرف به راهروها، چراغ های نشانگر نصب گردد. در برخی ساختمان ها ممکن است نصب چراغ نشانگر با توجه به محدودیت فاصله­ی جستجو موجب کاهش سطح مناطق و افزایش تعداد آن­ها گردد.

- مناطق را از نظر هم بندی و سیم کشی می توان به دو گروه منطقه­ی تشخیص و منطقه­­ی هشدار تقسیم نمود. در منطقه­ی تشخیص، هم­بندی بین دتکتورها و شستی های اعلام حریق در سطح معینی که به عنوان یک منطقه تعریف شده است صورت می گیرد و به هنگام عمل نمودن یک شستی و یا فعال شدن یک دتکتور اتوماتیک، چراغ مربوط به همان منطقه و یا کد مربوط به همان دتکتور (در سیستم آدرس پذیر) در تابلوی کنترل مرکزی روشن می­شود. در حالی که هم­بندی بین آژیرها و سایر هشدار دهنده­های صوتی در عین حالی که ممکن است در یک منطقه انجام پذیرد، اما به هنگام فعال شدن می­تواند چند منطقه مجاور و یا همه مناطق را شامل شود. بنابراین یک منطقه هشدار می تواند شامل چندین منطقه­ی تشخیص گردد.

- مناطق تشخیص، ورودی­ها و مناطق هشدار، خروجی های تابلوی کنترل مرکزی را تشکیل می­دهند. یکی از عوامل مهم در تعیین مشخصات تابلوی کنترل مرکزی، تعداد مدارهای ورودی و خروجی است.

- عدم منطقه بندی صحیح و هم­چنین افزایش تعداد مناطق بدون پیروی از منطقی خاص، باعث سردرگمی و ابهام در تعیین محل حریق می شود

آشنایی با سیستمهای اعلام حریق

آشنایی با سیستمهای اعلام حریق

امروزه از سیستم ها ی اعلام حریق به طور گسترده در ساختمان ها و اماکن مسکونی و صنعتی استفاده می شود تا خسارتهای ناشی از حریق را به حداقل برسانند و همچنین برای اطلاع دادن به ساکنین ساختمان در مواقع بروز حریق از این سیستم ها استفاده می شود تا حدالامکان از تلفات جانی جلوگیری شود. برای تشخیص حریق از اثرات سه گانه آن یعنی دود و حرارت و شعله استفاده می شود. به طور کلی سیستم های اعلام حریق در دو نوع عادی و هوشمند ساخته شده اند. درسیستمهاي عادی مکانی را که از نظر حریق    می خواهیم حفاظت کنیم به مناطق مشخص تقسیم میکنیم تا در صورت بروزحریق بتوان محل حریق را سریعترو راحت تر تشخیص داد . به هر کدام از این مناطق یک زون ( Zone ) گفته می شود . این عمل در سیستم ها ی هوشمند نیز انجام می پذیرد ولی مزیتی که این سیستم ها نسبت به سیستم ها ی عادی دارند این است که این سیستم ها دارای اجزای قابل آدرس دهی هستند و علاوه براینکه می توان زونی را که در آن حریق اتفاق افتاده است تشخیص داد بلکه می توان دقیقا عنصری را که حریق را تشخیص داده معین کرد و محل دقیق حریق را مشخص نمود و خبردهنده ها یی را که مربوط به آن محل می باشد فعال نمود.

 

اجزای سیستم اعلام حریق به سه قسمت اصلي تقسیم می شوند :

• تجهیزات تشخیص حریق ( دتکتورها(
• تجهیزات اعلام حریق ( فلاشرها ، آژیرها و ... )
• مرکز کنترل یا پانل مرکزی که وظیفه ارتباط بین دتکتورها و وسایل اعلام حریق را به عهده دارد.

تجهیزات جانبی دیگری نیز برای تکمیل و قدرتمند نمودن سیستم اعلام حریق به کار می روند.

تجهیزات تشخیص حریق ( دتکتورها)

دتکتورها وسایل الکترونیکی هستند که در شکل ها و طرح ها ی مختلف و معمولا به رنگ سفید توسط کارخانه های سازنده ارائه می شوند و در محلهای مناسب ساختمان مانند آشپزخانه – موتورخانه – اتاق بایگانی – راهروها – اتاق ها منزل – اتاق ها ی کنفرانس به صورت سقفی یا دیواری روی پایه های مخصوص نصب می شوند و وظیفه آنها تشخیص حریق و اعلام آن به مرکز کنترل میباشد. تغذیه دتکتورها معمولا با ولتاژ 24 ولت DC صورت می گیرد ولی دتکتورها یی وجود دارند که از ولتاژ های 12 و 48 ولت DC و یا AC 220 ولت تغذیه می شوند. جریان عبوری از آن ها در حالت عادی چند ده میلی آمپر است و در مواقع بروز حریق افزایش می یابد. بسته به اینکه دتکتورها از کدام اثر آتش برای تشخیص استفاده می کند در انواع گوناگونی به صورت زیر ساخته می شوند :

-1 دتکتور دودی      -2 دتکتور حرارتی-3       دتکتور شعله ای 

تجهیزات اعلام كننده حریق

برای آگاه کردن ساکنین ساختمان از بروز حریق از وسایل سمعی و بصری خاص سیستم های اعلام حریق استفاده می شوند که به سه گروه تقسیم می گردند:

1- آژیر ( Sounder ) یا زنگ ( Bell )

2- چراغ ها ی نشانگر ( (Flasher

3- شستی ها ی اعلام حریق ( Manual Call Point ) ( MCP )

کابل کشی سیستم اعلام حريق

نصب و استقرار تجهیزات سیستم اعلام حریق طبق استاندارد BS 5839 و کابل کشی طبق استاندارد BS 6207 انجام می گیرد . به طور کلی می توان سیم ها ی مدار اعلام حریق را به دو گروه تقسیم کرد و با توجه به خصوصیات هر گروه کابل مناسب باآن را به کار برد :

گروه1 :کابلهایی که بعد ازآشکارشدن حریق استفاده نمی شود مانندکابل ها ی دتکتورها وشستی ها

گروه 2 : کابلهایی که بعد ازکشف حریق استفاده میشوند مانندکابلهاي منبع تغذیه وآژیرها و چراغها

 در حالت كلي می توان برای هر دو گروه کابل 5/1 میلی متر مربع با روپوش و عایق پروتودور به کار برد ولی در مکان ها ییکه امکان ضربه یا ساییدگی و جویده شدن توسط حیوانات وجود دارد باید کابل ها را حفاظت مکانیکی کرد. می توان در مورد سیم ها ی آژیرها و چراغ ها برای حفاظت آنها را داخل دیوار زیر حداقل 12 میلی متر گچ به صورت توکار گذاشت . کابلها ي سیستم اعلام حریق باید جدا از سایر کابل ها سیم کشی شوند . تست کابل ها توسط اهم متر انجام می شود و در صورت استفاده از مگا اهم سنج باید تمام تجهیزات اعم از دتکتور – آژیر – پانل کنترل و ... را از مدار باز کرد تا ولتاژ تست بالابه آنها آسیب  نرساند . هنگام کابل کشی نباید از مسیر زون ها انشعاب گرفت . همچنین نباید از آژیر ها هم انشعاب گرفت . کابل کشی سیستم ها ی عادی به صورت رادیال یا خطی و کابل کشی سیستم ها ی هوشمند به صورت حلقوی انجام می گیرد . در انتهای مسیر زون ها همیشه یک مقاومت موازی با خط که مقدارآن معمولا 7/4 یا 8/6 کیلو اهم است متصل می کنند یا از واحد انتهای خط AEOL استفاده می نمایند.

ايمني در صنعت‌ ساخت و ساز در مقابل اضافه ولتاژها و اضافه جریانها

ايمني در صنعت‌ ساخت و ساز در مقابل اضافه ولتاژها و اضافه جریانها

با زياد شدن جوامع بشري و ايجاد ساختمانها و برجهاي بلند و آسمان‌خراشها در مناطق مرتفع و تحولات شگرف در صنعت‌ ساخت و ساز، تكامل و پيشرف دراين صنعت بوجود آمده و همچنين رشد روزافزون و سريع تكنولوژي، ارايه و ابداع روشهاي جديد در صنايع مي‌توان از تحديد خطرات و حوادث طبيعي گوناگون در محيط فعاليت زندگي ما (محيط كار، منازل و ...) بطور كلي در همه‌جا جلوگيري كنيم.
خطراتي كه بر اثر ساخت و ساز درمناطق مرتفع ساختمانها راتحديد مي‌كند مهندسان و كارفرمايان را متوجه اين حوادث و صدمات كرده كه با هماهنگي متخصصان روبه كاهش است. اين واقعيت را نمايانگر مي‌سازيم كه نياز شديد و اصولي به فراگيري و رعايت كامل ايمني و حفظ ساختمانها در مناطق مرتفع را داريم تا خود و ديگران را در برابر اين همه خطرات و سوانح طبيعي حفظ كنيم واين معلومات و راه و روش صحيح براي پيشگيري و چاره‌انديشي را فرا گيريم كه از اين حوادث طبيعي (صاعقه) جان سالم بدر ببريم.

 صاعقه چيست و چگونه بوجود مي‌آيد؟

صاعقه يكي از اسرارآميز‌ترين پديده‌هاي خلقت است كه در عين زيبايي ، بسيار مخرب بوده و در طول تاريخ زندگي انسان، موجب ضرر و زيان مالي و جاني بسياري شده است صاعقه از تخليه الكترواستاتيكي ميان ابر و زمين بوجود مي‌آيد. در ابرهايي از نوع كومولونيمبوس (كه گاه تا 18 كيلومتر ارتفاع و چندين كيلومتر عرض دارند) طي مراحلي ذرات آب داراي بار منفي و ذرات يخ داراي بار مثبت شده بطوري كه (عموماً) بارهاي منفي در لايه‌هاي زيرين و بارهاي مثبت در بخشهاي فوقاني ابر متمركز مي‌شوند. در اين حالت بارهاي مثبت سطح زمين نيز، در زير سايه ابر مجتمع مي‌شوند. با افزايش پتانسيل الكتريكي ابر نسبت به زمين، يك جريان پيشرو از الكترونها با حركتي نردباني شكل از ابر به سوي زمين (downward leader) سرازير شده و كانال اوليه صاعقه را شكل مي‌دهد. هواي اطراف اين كانال كاملاً‌ يونيزه است اين پلكان كه گاه طول شاخه‌هاي آن به 50 متر مي‌رسد، بار زيادي را در نوك پليكان با خود حمل كرده و موجب افزايش شدت ميدان الكتريكي جو وشكست مقاومت عايقي هوا مي‌شود. در اين حالت سرعت حركت كانال نزديك شونده به زمين بيش از 300km/s است. در اين زمان با افزايش شدت ميدان الكتريكي در سطح زمين، يك جريان الكتريكي بالا‌رونده (upward leader) نيز از زمين به سوي ابر پيش مي‌رود پس از اصابت اين دو پليكان به يكديگر، كانال جريان بسته شده و ضربه اصلي صاعقه (retum stroke) اتفاق مي‌افتد و بدين ترتيب جهت خنثي بارهاي ابر و زمين، جريان بسيار زيادي در مدت كوتاهي در اين كانال برقرار مي‌شود. صاعقه در انواع مختلف اتفاق مي‌افتد كه متداولترين آنها (90 درصد) از نوع صاعقه منفي نزولي و خطرناكترين آنها نوع مثبت صعودي است.

صدمات اصولاً بشر تا قبل از تجربه شخصي حدود سانحه، كمتر به دنبال علت وقوع آنها بوده است اما خسارات زياد و مكرر از اثرات اوليه (ضربه‌هاي مستقيم) و ثانويه (ميدانهاي الكترومغناطيسي) صاعقه امروز به حدي رسيده است كه توجه و راهكارهاي جدي را مي‌طلبد شايد اولين دليل بروز اين حوادث، عدم آگاهي از روشهاي صحيح حفاظت است مضافاً اينكه اغلب بدليل ادعاهاي واهي برخي فروشندگان صاعقه‌گير تصور مي‌شود كه داشتن يك صاعقه‌گير در خارج ساختمان (كه تنها از وقوع جرقه و تخريب فيزيكي ساختمان جلوگيري مي كند) مي‌تواند كليه تجهيزات برقي و الكترونيكي داخل ساختمان رانيز حفاظت كند، در صورتي كه چنين نيست.

ظرف ده سال گذشته استانداردهاي جهاني به ما اين امكانات را داده‌اندكه طراحيهاي مناسبي با رعايت اصول قوانين emc انجام دهيم. امروزه وسايل و تجهيزاتي كه براي يك زندگي ساده تدارك ديده شده پر از مدارهاي الكترونيكي است. وسايل خانگي، كامپيوتر، فاكس، بي‌سيم، تلويزيون، تلفن، شبكه‌هاي اطلاعاتي جهاني،‌همه و همه از مدارهاي الكترونيكي ساخته شده‌اند كه گران بوده و تعميرات آنها نيز آسان نيست و گاهي از خط خارج شدن آنها مصادف با خسارتهاي غيرقابل جبران است.

عواملي را كه مي‌توانند شديداً تجهيزات نامبرده بالا يا بطور كلي هر وسيله ديگري را كه مدارهاي الكترونيكي در آنها به كار رفته باشد به خطر انداخته يا غيرقابل استفاده كنند، عبارتند از:

كوپلاژ مقاومتي وقتي كه صاعقه به ساختماني ضربه مي‌زند جرياني كه به زمين تخليه مي‌شد پتانسيل زمين را در سيستم‌هاي برق و ديتا، تا چند صد كيلوولت افزايش مي‌دهد. اين امر موجب مي‌شود بخشي از جريان صاعقه از طريق هاديهاي ورودي- خروجي، به ساختمانهاي ديگر منتقل شود. كوپلاژ سلفي (مغناطيسي)
عبور جريان صاعقه از يك هادي و يا از كانال تخليه خود، ايجاد يك ميدان مغناطيسي مي‌كند. وقتي كه خطوط ميدان، هاديهايي را كه تشكيل لوپ داده‌اند قطع كند، در آنها ولتاژي معادل چند ده كيلوولت القاء مي‌شود.

كوپلاژ خازني (الكتريكي)
كانال صاعقه در نزديكي نقطه تخليه، يك ميدان شديد الكتريكي ايجاد مي‌كند. كابلها و هاديها مانند خازن و هوا نيز عايق دي‌الكتريك آنهاست. بدين صورت عليرغم عدم برخورد صاعقه به ساختمان كابلها تحت يك ولتاژ بالا قرار مي‌گيرند.

اصول حفاظت از صاعقه
حفاظت يك ساختمان بطور كامل شامل موارد زير مي‌شود:
حفاظت جلد خارجي ساختمان از ضربه‌هاي مستقيم صاعقه.
حفاظت داخلي و تجهيزات نصب شده در ساختمان در مقابل آثار ثانويه صاعقه

الف- حفاظت جلد خارجي ساختمان
منظور از حفاظت خارجي، حفظ بدنه و استراكچر ساختمان از آتش‌سوزي و انهدام در اثر اصابت صاعقه است. كليه تجهيزاتي كه جهت جذب وهدايت صاعقه از پشت بام تا شبكه زمين نصب مي‌شوند طبق استاندارد BS6651, NFC17-102, NFC17-100, DINVDEO185 و NFPA780 و IEC61024 شناسايي مي‌شود.

ب- حفاظت تجهيزات نصب شده در داخل ساختمان
توسعه كاربرد سيستمهاي الكترونيكي درجهان، موجب افزايش شديد آمار صدمات وارده به اين دستگاهها در اثر صاعقه و اضافه ولتاژهاي ناشي از آن شده است. لازم به ذكر است كه تنها بخشي از اضافه ولتاژها در اثر صاعقه بوده و بخش عمده آنها ناشي از عمليات سوئيچينگ و حوادث تغذيه است. براي اين بخش از حفاظت، كاهش اثر ميدانهاي الكترومغناطيسي ناشي از صاعقه، مدنظر قرار مي‌گيرد.
پس از برخورد صاعقه به زمين يا ساختمان، وسايل الكترونيكي داخل ساختمانهايي كه شعاع 1/5 كيلومتري از محل برخورد و در محدوده ميدان الكترومغناطيسي ايجاد شده قرار دارند در معرض خطر خواهند بود.
حفاظت موثر اين تجهيزات در مقابل ولتاژهاي القايي حاصله وقتي امكان‌پذير است كه كليه سيستمهاي حفاظت داخلي همراه با حفاظت خارجي ساختمان تماماً نصب شده باشند.
حفاظت داخلي از صاعقه عبارت است از تهيه وسايلي كه به كمك آنها بتوان اثر ولتاژهاي القائي حاصله از جريان‌هاي صاعقه را، بر روي تجهيزات داخل ساختمان خنثي كرد.

برق‌گير يا رساناي آذرخش
برق‌گيري يا رساناي آذرخش، ساختمان‌هاي بلند را از يورش آذرخش (صاعقه) مصون مي‌دارد. يك رساناي آذرخش ازيك نوار مسي كلفت تشكيل شده است كه نوك‌هاي فلزي تيزي دارند و در بالاي بلندترين قسمت ساختمان كار گذاشته مي‌شود. اين نوار را به تيغه فلزي بزرگي كه در اعماق مرطوب زمين زير ساختمان مدفون گشته است متصل مي‌كنند.
اين رسانا مسيري را براي شارش بار الكتريكي از بالاي ساختمان به زمين فراهم مي‌كند.
نشست تدريجي بار مثبت از نوكها (تخليه الكتريكي از نوك‌هاي تيز بهتر انجام مي‌شود) بسوي ابرها و شارش الكترونها از برق‌گير به زمين، از انباشته شدن انبوه بار روي بلندترين بخشهاي ساختمان جلوگيري مي‌كند. اگر اين تخليه الكتريكي از نوكها و از طريق برق‌گيري صورت نگيرد تخليه ناگهاني بار «آذرخش» صورت خواهد گرفت.
شارش ناگهاني و بسيار عظيم بار كه آذرخش روي مي‌دهد آن قدر انرژي دارد كه مي‌تواند خسارتهاي جدي به ساختمان وارد كند.

راهنماي استفاده از LOM در شبكه زمين سطحي
- كانالي به عرض 30-20 سانتيمتر و عمق 75 سانتي‌متر به طول مورد نظر حفر كنيد. اگر عمق نفوذ يخ‌زدگي خاك بيشتر از 75 سانتي‌متر باشد بايد كانال عميقتر و تا زير لايه يخ‌زدگي حفاري شود كف كانال را به ضخامت 10 سانتي‌متر از LOM مخلوط پر كنيد.
- سيم يا تسمه مسي را روي اين لايه بخوابانيد.
- روي سيم را به ضخامت 10 سانتي‌متر با مخلوط LOM بپوشانيد مراقب باشيد كه هادي بطور كامل پوشانده شود و اگر هادي پوشانده نشد ضخامت LOM را افزايش دهيد. بقيه كانال را با خاك پر كنيد.
- با در نظر گرفتن حجم حفاري وشرايط فوق براي هر متر طول حداقل به سه كيسه LOM نياز خواهد بود باتغيير ابعاد كانال يا ضخامت LOM مصرفي مقدار مورد LOM تغيير مي‌كند.

راهنماي استفاده در نصب ميله ارت (شبكه زمين عمودي)
- حفره‌‌هاي به قطر 15-25 سانتي‌متر و به عمق 15 سانتي‌متر كمتر از طول ميله ارت حفر كنيد.
- ميله ارت را در وسط حفره طوري بكوبيد كه سر ميله ارت 10 سانتي‌متر پايين‌تر از لبه حفره واقع مي‌شود.
- مخلوط LOM را پيرامون ميله تخليه كنيد و اين كار را تا 20 سانتي‌متر پايين‌تر از لبه فوقاتي ميله ارت ادامه دهيد.
- اتصالات لازم را به ميله ارت انجام دهيد بعد دريچه بازديد را نصب كنيد و يا حفره را كاملاً پر كنيد.
- در حين پر كردن حفره ضروري است هر يك متر كه با LOM پر مي‌شود مقداري از آب داخل حفره تخليه شود اين عمل فشردگي و چسبندگي لايه‌ها را به ميله ارت افزايش مي‌دهد.
- در اين حالت براي هر متر عمق حفره بين يك تا سه كيسه LOM مورد نياز است.

راهنماي استفاده در نصب صفحه مسي چاه ارت (شبكه زمين سنتي)
- حفره‌اي به قطر تقريبي 50 سانتي‌متر به عمق مورد نياز حفر كنيد.
سيم ارت يا تسمه مسي را حداقل در دو نقطه توسط روش cadweld به صفحه متصل كنيد.
- صفحه ارت را به صورت عمودي در انتهاي حفره قرار دهيد.
- مخلوط lom را در داخل چاه طوري تخليه كنيد كه ضمن فشردگي مناسب تا 20 سانتي‌متر بالاي سطح صفحه را بپوشاند.
- براي پر كردن مابقي حفره lom را به نسبت يك به سه با خاك حفره يا خاك رس مخلوط كرده و حفره را با مخلوط فوق پر كنيد.
- در صورت نياز دريچه بازديد را نصب كرده و هادي بيرون آمده از چاه را با هادي سيستم زمين متصل كنيد.
- براي فشردگي بيشتر خاك اطراف هادي صفحه و كيفيت مناسبتر پس از هر متر كه با مخلوط lom پر مي‌شود مقدار مناسب آب اضافه كنيد.
براي پر كردن چاه ارت با مشخصات فوق در يك متر اوليه 10 كيسه و براي هر متر بعد از آن براي مخلوط كردن با خاك حفره سه كيسه lom مورد نياز است.

توجه 1- اگر شبكه سطحي، حفره ميله يا چاه ارت در مسير حركت سفره‌هاي آب زيرزميني يا فاضلاب آب باران باشد بايد كف آن توسط سيمان يا مخلوط سيمان و lom بتونه كاري شود كه مخلوط حاضر توسط آب جاري شسته نشود.

توجه 2- در جايي كه مقاومت مخصوص خاك (P) كمتر از m20 اهم باشد چنانچه قصد داريد lom را با خاك مخلوط و مصرف كنيد مناسبترين نوع تركيب از نظر تكنيكي و اقتصادي با نسبت حجمي به شرح زير پيشنهاد مي‌شود:
60 درصد خاك
30 درصد lom
10 درصد آب
براي مخلوط كردن صحيح اقلام فوق بايد موارد به ترتيب زير با هم مخلوط شوند تا بهترين نتيجه از يك مخلوط يكنواخت حاصل شود.
اول lom، دوم خاك، سوم آب

توجه 3- لطفاً عنايت فرماييد تاثير نهايي مواد كاهنده بصورت فوري قابل حصول نيست و براي دسترسي به نتيجه قطعي بايد بين يك تا شش ماه صبر و تحمل داشته باشيد.
توجه 4- بازديد و تست دوره‌اي سيستم زمين را فراموش نفرماييد نصب دريچه بازديد كار تست و بازرسي دوره‌اي را تسهيل مي‌كند.

توجه 5- محل اتصال الكتريكي سيستم زمين به شبكه ارت سطحي يا چاه ارت زير زمين معمولاً به عنوان نقطه آزمايش سيستم در داخل دريچه بازديد قرار دارد محل تماس الكتريكي توسط نوار چسب عايق ضد خوردگي، خمير هادي حفاظت شود.

افزايش عمر هاديهاي آلومينيومي خطوط انتقال و توزيع هوايي در نواحي ساحلي و صنعتي

 

افزايش عمر هاديهاي آلومينيومي خطوط انتقال و توزيع هوايي در نواحي ساحلي و صنعتي

 

مقاومت بسيار مناسب آلومينيوم در برابر خوردگي بخاطر تشكيل يك لايه اكسيدي بسيار نازك و مقاوم روي سطح آن است. علاوه بر اين ، برخي از  آلياژهاي آلومينيوم نظير آلياژهاي سري 5XXX  )منيزيم‌دار) به منظور بهبود مقاومت در برابر خوردگي در محيطهاي نمك‌دار (محيط‌هاي ساحلي نزديك دريا) و برخي آلياژهاي سري 6XXX  به منظور كاربردهاي دريايي ، صنعتي و شيميايي توسعه يافته‌اند. با توجه به تاثير عناصر آلياژي بر روي خواص الكتريكي و لزوم محدود كردن ميزان اين عناصر در هاديهاي برق ، معمولاً درصد عناصر آلياژي مورد استفاده جهت بهبود مقاومت در برابر خوردگي را نمي‌توان در آلياژهاي با كاربرد به عنوان هادي الكتريكي از حد معيني بالاتر گرفت و در نتيجه مقاومت در برابر خوردگي آلياژهاي موجود جهت استفاده در ساخت هاديهاي الكتريكي بهتر از آلومينيوم الكتريكي 1350 نيست لذا براي بهبود رفتار خوردگي هاديهاي هوايي آلومينيومي و افزايش طول عمر آنها بايد از روشهاي ديگري استفاده كرد كه در مقاله حاضر به آنها پرداخته مي‌شود.

        هاديهاي هوايي آلومينيومي را از نظر رفتار خوردگي آنها در برابر آتمسفرهاي مختلف ، مي‌توان به دودسته اصلي تقسيم‌بندي كرد. دسته اول هاديهايي هستند كه به طور كامل از آلومينيوم يا آلياژهاي آن ساخته شده‌اند (شامل هاديهاي ACAR, AAAC, AAC و …). در اين دسته از هاديها ، با توجه به يكسان بودن پتانسيل الكتروشيميايي تمامي اجزاء سازنده ، هيچگونه خوردگي گالوانيكي به وجود نمي‌آيد و در نتيجه اين نوع سيم‌ها ، تنها در معرض خوردگي‌هاي آتمسفري (آتمسفرهاي صنعتي، ساحلي و …)‌قرار مي‌گيرند. با توجه به اينكه مقاومت در برابر خوردگي
هيچ يك از آلياژهاي آلومينيومي مورد استفاده در ساخت هاديهاي خطوط انتقال نيرو بهتر از هاديهاي آلومينيومي خالص نيست ، ‌لذا براي بهبود رفتار خوردگي هاديهاي آلومينيومي نمي‌توان از هاديهاي آلياژي استفاده كرد ،
هر چند كه با در نظر گرفتن مقاومت در برابر خوردگي بسيار مناسب (تقريباً در حد هاديهاي آلومينيومي) هاديهاي آلياژي سري 5005 و 6201 و
در نظر داشتن استحكام مطلوب اين نوع هاديهاي آلياژي ، استفاده از آنها بجاي هاديهاي آلومينيومي1350 مي‌تواند مزاياي فني- اقتصادي مناسبي به همراه داشته باشد. با توجه به اين موارد مناسب‌ترين راه ، بهبود مقاومت
در برابر خوردگي اين هاديهاي تمام آلومينيومي (يا تماماً آلياژ آلومينيومي (استفاده از پوشش‌هاي مقاوم به خوردگي و يا استفاده از هاديهاي كمپكت است كه البته استفاده از هاديهاي كمپكت تنها مقاومت به خوردگي لايه‌هاي دروني كابل را بهبود مي‌بخشد و سيمهاي سطحي موجود در كل هادي كه در معرض آتمسفر قرار دارند، به اين وسيله محافظت نمي‌شوند. لازم به ذكر است كه ميزان خوردگي آلومينيوم درآتمسفرهاي معمولي با مقادير كم‌ نمك‌ها يا آلاينده‌هاي سولفوري بسيار زياد است. حتي در آتمسفرهاي خورنده نيز عمر هاديهاي آلومينيومي بسيار بيشتر از اكثر مواد مهندسي (بخصوص هاديهاي مسي يا انواع فولادهاي كربني) است. به عنوان مثال با بررسي‌هايي كه بر روي كاهش وزن نمونه‌هاي مختلف در كنار دريا صورت گرفته است، مشخص شده كه پس از 8 سال نگهداري كاهش وزن آلومينيوم در حدود 15 درصد كاهش وزن مس و 1 درصد كاهش وزن فولاد معمولي است، ضمن آنكه با افزايش فاصله از نواحي ساحلي دريا، مقاومت به خوردگي نمونه‌هاي آلومينيومي تا حد زيادي افزايش مي‌يابد. با توجه به اين مطالب به نظر مي‌رسد كه خوردگي هاديهاي تمام آلومينيومي عملاً راه‌‍ حل خاصي در صنعت‌برق ندارد و در صورت لزوم مي‌توان با استفاده از روشهاي متداول حفاظت مواد (نظير گريس كاري يا استفاده از پوشش‌هاي مقاوم در برابر خوردگي) ، مقاومت به خوردگي اين هاديها را بهبود بخشيد. دسته دوم هاديها كه مطالعه رفتار خوردگي آنها در آتمسفرهاي مختلف حائز اهميت فراوان است، هاديهايي هستند كه در آنها سيمهاي آلومينيومي به عنوان هادي در جوار يك يا چند سيم فولادي (و يا مواد و آلياژهاي ديگر نظير Invar به عنوان تقويت‌كننده‌ قرار گرفته باشند (ACSR). محيط‌ها و آتمسفرهاي اصلي خورنده براي هاديهاي ACSR شامل محيط‌هاي صنعتي آلوده و نيز نواحي ساحلي دريا هستند. آلودگي‌هاي صنعتي خورنده عموماً از طريق بارش باران، برف يا همراه رطوبت بر روي هسته فولادي تقويت‌كننده هاديهاي ACSR رسوب مي‌كنند. بدين صورت پوشش گالوانيزه اعمالي روي اين سيم‌هاي فولادي كه نقش آند فدا‌ شونده را ايفا مي‌كند، بتدريج مصرف مي‌شود. در اين شرايط تقريباً هيچگونه تخريب خوردگي روي سيمهاي آلومينيومي اتفاق نمي‌افتد. در اين نوع نحوه تخريب هاديهاي ACSR ، كاهش خواص مكانيكي سيمهاي تقويت‌كننده فولادي فاكتور اصلي تعيين‌كننده عمر مفيد كل هادي خواهد بود. در اين حالت هيچ علامت مشخصه خارجي تا لحظه تخريب كامل هادي مشاهده نمي‌شود و اين نحوه خوردگي را مي‌توان خوردگي عمومي آتمسفري هاديهايACSR  به حساب آورد. در نواحي ساحل دريا، مكانيزم خوردگي كاملاً متفاوت است. نمك‌هاي موجود در اين محيط‌ها با رطوبت موجود روي كابلها تركيب شده و يك الكتروليت حاوي يونهاي كلريدي بين هسته فولادي و سيمهاي آلومينيومي هادي ايجاد مي‌كند. در اين شرايط با توجه به نوع الكتروليت موجود و پتانسيل شيميايي نسبي آلومينيوم و روي نسبت به يكديگر، ابتدا پوشش گالوانيزه روي سيم فولادي شروع به خوردگي مي‌كند. معمولاً قبل از آنكه كل اين پوشش گالوانيزه مصرف شود، حفره‌هاي كوچكي در آن ايجاد مي‌شود كه به سرعت تا مغز فولادي اين سيم تقويت‌كننده پيشروي مي‌كنند. در اثر اين پديده يك سل الكتروليتي بين فولاد و آلومينيوم ايجاد مي‌شود و با توجه به پتانسيل الكتروشيميايي اين دو عنصر نسبت به يكديگر، اينبار آلومينيوم نقش آند فداشونده را ايفا مي‌كند. اين امر باعث خوردگي شديد الومينيوم شده و در نتيجه آن مقاومت الكتريكي در اين ناحيه از هادي به مرور افزايش مي‌يابد. در صورت ايجاد اين نوع خوردگي در خطوط ACSR ، عمر مفيد آنها بسيار كمتر از حالتي خواهد شد كه آنها را تنها در محيط‌هاي آلوده صنعتي قرار داد چرا كه در نواحي صنعتي خوردگي هسته فولادي بسيار آهسته‌تر پيشروي مي‌كند. نكته مهم ديگر در مورد خوردگي گالوانيكي سيمهاي ACSR در آتمسفرهاي ساحلي، قابل تشخيص بودن چشمي اين نوع خوردگي است به طوري كه به مرور زمان قسمتهاي خورده شده از هادي به صورت پودرهاي سفيد‌رنگي كه اغلب با افزايش حجم همراهند، روي سطح ديده مي‌شوند. عمر مفيد كابلهاي ACSR كه در معرض اين نوع خوردگي قرار گيرند، به وسيله سرعت خوردگي الكتروليتي آلومينيوم مشخص مي‌شود. مناسب‌ترين روشهاي بهبود مقاومت در برابر خوردگي هاديهاي آلومينيومي هوايي با توجه به كليه اطلاعات ذكر شده تاكنون در مورد انواع هاديهاي آلومينيومي و مكانيزم خوردگي آنها در محيط‌هاي مختلف، مناسب‌ترين روشهاي مقابله با خوردگي اين هاديهاي هوايي را مي‌توان به صورت زير خلاصه كرد. بديهي است كه بر اساس نوع هادي مورد نظر (ACSR, AAC يا …) ، شرايط و آتمسفر احاطه‌كننده سيمها و پارامترهاي فني و اقتصادي مختلف، هر يك از روشهاي ارايه شده مي‌تواند انتخاب شود، اما استفاده از برخي روشها به تنهايي قادر نيست تا مقاومت به خوردگي اينگونه سيم‌ها را تا حد بسيار زيادي افزايش دهد، بلكه تنها به عنوان يك روش اوليه براي بهبود نسبي مقاومت به خوردگي آنها مطرح است. استفاده از گريس‌هاي مقاوم در برابر خوردگي در آتمسفرهاي خورنده‌اي نظير نواحي ساحلي يا صنعتي، جهت بهبود مقاومت به خوردگي هاديهاي آلومينيومي مي‌توان از گريس اندود كردن سيمهاي تشكيل‌دهنده اين هاديها استفاده كرد. اين روش كه هم مي‌‌تواند براي هاديهاي تمام آلومينيومي و هم براي هاديهاي ACSR بكار رود، باعث مي‌شود تا تماس بين محيط خورنده و سيمهاي هادي كاهش يابد و بعلاوه با جلوگيري از تماس هاديهاي آلومينيومي با سيم فولادي در هاديهاي ACSR ، از خوردگي گالوانيكي آنها نيز ممانعت بعمل مي‌آورد. عمليات گريس اندود كردن سيمهاي هادي مي‌تواند بر روي كليه سيمها اعمال شود و يا تنها بخشي از آنها را شامل شود. به عنوان مثال شكل (2) نمايانگر انواع روشهاي گريس‌اندود كاري هاديهاي ACSR را نشان مي‌دهد. نكته بسيار مهم درمورد مواد مورد استفاده جهت گريس‌اندود كردن سيمهاي آلومينيومي آن است كه گريس مورد نظر بايد پايداري حرارتي مناسبي داشته باشد و بعلاوه حداقل اشكالات را حين پيچاندن و ساخت هادي مورد نظر داشته باشد. به نظر مي‌رسد كه با اضافه كردن برخي مواد شيميايي مناسب بتوان ويژگيهاي ضد‌خوردگي و پايداري حرارتي گريس‌ها را بهبود بخشيد. استفاده از پوشش‌هاي مقاوم در برابر خوردگي در برخي موارد هنگامي كه كابلهاي توزيع هوايي در محيط‌هاي خورنده قرار بگيرند، مي‌توان آنها را با يك پوشش محافظ براي جلوگيري از خوردگي حفاظت كرد. استفاده از اين هاديهاي هوايي پوشش‌دار معمولاً براي خطوط توزيع ودر ولتاژهايي تا حد 33 كيلوولت پيشنهاد و عرضه شده است. پوشش اين هاديها حاوي كربن سياه با كيفيت بسيار بالا است تا پايداري مناسبي در برابر اشعه UV داشته باشد، ضمن آنكه پايداري اين پوشش‌ها در برابر ولتاژهاي بالا نيز ضروري است. اين پوشش‌ها معمولاً به عنوان عايق الكتريكي محسوب نمي‌شوند و مي‌توان از آنها براي بهبود مقاومت به خوردگي هاديهاي AAAC , AAC يا ACSR استفاده كرد. شكل زير نمونه‌اي از چنين هاديهاي پوشش‌داري را نشان مي‌دهد. استفاده از هاديهاي كمپكت در اين نوع هاديها با توجه به تراكم فراوان هادي و عدم نفوذ عوامل خورنده به داخل كابل، مقاومت در برابر خوردگي بهبود مي‌يابد. استفاده از پوشش‌هاي گالوانيزه ضخيم يا آلومينايزينگاين روش را مي‌توان براي بهبود مقاومت به خوردگي هاديهاي ACSR بكار برد. پوشش‌دهي فولاد با لايه‌هاي فلزي فدا شونده (گالوانيزه كردن، آلومينايز كردن و…جهت حفاظت آنها از خوردگي امروزه به عنوان يك فرآيند كاملاً شناخته شده و پركاربرد مطرح است، بگونه‌اي كه بيش از نيمي از روي استخراج شده در دنيا براي گالوانيزه كردن فولادها بكار مي‌رود. از زمان اختراع روش گالوانيزه كردن در حمام‌هاي مذاب در حدود 260 سال پيش تا حدود 30 سال گذشته، تقريباً هيچگونه تغيير قابل ملاحظه‌اي در اين فرآيند روي نداده و تنها در چند دهه اخير است كه برخي شركت‌هاي بزرگ سعي كرده‌اند تا بجاي استفاده از روي خالص جهت پوشش دهي فولادها، آلياژهاي اين عنصر با ديگر عناصر را بكار برند. بيشتر اين فعاليت‌هاي جديد بر روي آلياژ‌هاي روي – آلومينيوم صورت گرفته تا همزمان خواص مطلوب آلومينيوم و روي در پوشش حاصل شود. باتوجه به فعاليت‌هاي انجام شده امروزه پوشش‌هاي آلياژي روي – آلومينيوم (حاوي 95-94 درصد روي و 5-4 درصد آلومينيوم با تركيب نزديك به نقطه يوتكنيك) به همراه برخي عناصر نادر خاكي، توانسته است ويژگيهاي به مراتب بهتري نسبت به پوشش‌هاي گالوانيزه معمولي ارايه دهد (مقاومت به خوردگي 4-2 برابر)،‌ هر چند كه توليد صنعتي اينگونه پوشش‌ها دچار پيچيدگي‌هاي بيشتر است. اين پوشش‌ها كه تحت نامهاي تجاري
 bezinal، Galfan يا  Aluzincمعرفي شده‌اند ، در آزمايشهاي خوردگي
Salt Spray در محيط‌هاي مختلف صنعتي ، ساحلي و روستايي مقاومت به خوردگي بسيار مناسبي از خود نشان داده‌اند. اين پوشش‌ها علاوه بر مقاومت به حوردگي بالاتر، داراي قابليت شكل‌پذيري، جوشكاري و حفاظتي بهتري نسبت به پوششهاي گالوانيزه معمولي هستند. علاوه بر پوشش الياژي
روي - آلومينيوم، استفاده از پوشش‌هاي گالوانيزه با كيفيت و ضخامت‌هاي بيشتر نيز مي‌تواند مقاومت به خوردگي هاديهاي ACSR را در محيط‌هاي با خورندگي متوسط بهبود بخشد. به عبارت ديگر، در صورتي كه خورندگي آتمسفر مورد نظر جهت نصب و بهره‌برداري خطوط ACSR بيشتر از آتمسفرهاي معمولي باشد، با استفاده از پوشش‌هاي گالوانيزه ضخيم‌تر (گريدهاي B و C مطابق با استاندارد ASTM همزمان با استفاده از روش گريس‌اندود كاري اين هاديها، مي‌توان تا حد زيادي از مشكلات خوردگي اين خطوط كاست. پوشش‌هاي آلومينايزينگ (AZ) نيز از جمله پوشش‌هاي بسيار نامطلوب جهت محافظت سيم‌هاي فولادي موجود در هاديهاي ACSR در برابر خوردگي است. اگر چه ضخامت اين پوشش‌ها بسيار كم است (حتي كمتر از ضخامت پوشش گالوانيزه گريدهاي B و C در استاندارد ASTM ، اما با توجه به يكسان بودن پتانسيل الكتروشيميايي اين پوشش با هاديهاي آلومينيومي. سرعت خوردگي آن به مراتب كمتر از پوشش‌هاي روي (گالوانيزه) است. در صورتي كه كنترل مناسب بر كيفيت و ضخامت اين پوشش‌هاي آلومينايزينگ صورت نگيرد، اين پوشش‌ها مي‌تواند حين شكل‌دهي سيم‌ها و يا اعمال تنش‌هاي كاري دچار شكنندگي شوند و لذا قابليت پوشش‌دهي آنها كاهش خواهد يافت. استفاده از روكش‌هاي آلومينيومي روي سيمهاي فولادي استحكام بالا، هدايت الكتريكي مناسب، مقاومت به خوردگي بسيار مطلوب و تطابق مناسب با سيم‌هاي آلومينيومي باعث شده است كه سيمهاي فولادي Al-Clad شده به عنوان مواد بسيار مناسب جهت ساخت هادي‌هاي ACSR بكار روند. استفاده از اين سيم‌ها بجاي سيمهاي فولادي متداول باعث افزايش عمر كاري، بهبود خواص الكتريكي و نيز بهبود مقاومت به خوردگي انواع هاديها شده است. با استفاده از اين نوع سيم‌ها حين ساخت هاديهاي ACSR ، ضمن افزايش مقاومت به خوردگي، وزن هاديها نيز كمتر شده و تلفات انرژي و توان آنها نسبت به كابلهاي ساخته شده با هسته‌هاي فولادي گالوانيزه شده يا آلومينايز شده كاهش مي‌يابد. اين شرايط سبب شده كه بسياري از شبكه‌هاي انتقال و توزيع در نقاط مختلف دنيا از اين نوع كابلهاي ACSR/AW استفاده كنند. آزمايشهاي مختلف انجام شده روي سيمهاي فولادي Al-Clad شده نشان داده است كه مقاومت به خوردگي اين سيم‌ها تقريباً معادل سيمهاي آلومينيومي 1350 است و اين امر تقريباً در كليه آتمسفرهاي خورنده صادق است. (شكل 44 نمايانگر رفتار خوردگي سيمهاي مختلف در نواحي ساحل دريا پس از 6 سال سرويس اين سيم‌ها است. همانگونه كه از اين شكل مشاهده مي‌شود خوردگي آتمسفري (ساحلي) سيمهاي AW و EC بسيار عالي و مشابه است، در حالي كه سيم‌هاي فولادي گالوانيزه شده پس از گذشت تنها 6 سال بصورت نسبتاً شديدي خورده شده‌اند.
علاوه بر خوردگي عمومي آتمسفري كه در بالا تشريح شد، استفاده از هاديهاي ACSR/AW نسبت به هاديهاي ACSR معمولي، خوردگي گالوانيكي را نيز كاهش مي‌دهد، زيرا در حالتي كه سيمهاي فولادي با آلومينيوم روكش شوند، از هر گونه تماس فلزات غيرهم‌جنس ممانعت بعمل آمده و در نتيجه هيچگونه پيل الكتروشيميايي خوردگي ايجاد نمي‌شود. مزيت اصلي پوشش‌هاي AW نسبت به پوشش‌هاي آلومينايزينگ (AZ) ، دسترسي به خلوص بيشتر در پوشش ايجاد شده روي سطح فولاد و نيز ضخامت بسيار بيشتر اين نوع پوشش‌ها و در نتيجه بهبود مقاومت به خوردگي آنها است. هنگام استفاده از هاديهاي CSR/AWهيچگونه نيازي به گريس كاري هسته فولادي تقويت‌كننده نبوده اين امر باعث كاهش وزن، كاهشمشكلات ساخت و كاهش حضور ناخالصي‌هاي نامطلوب در بين لايه‌هاي آلومينيومي مي‌شود. بسته به نحوه پيچش سيم‌ها و نيز ابعاد نهايي مجموعه به دست آمده وزن هاديهاي ACSR/AW در حدود 6-3 درصد كمتر از وزن هاديهاي ACSR معادل است، كه اين امر باعث كاهش هزينه‌هاي نصب خطوط مربوط مي‌شود. همچنين در بسياري از موارد نسبت به استحكام به وزن هاديهاي ACSR/AW بيشتر از هاديهاي با هسته فولادي گالوانيزه شده يا الومينايز شده است، ضمن آنكه با گذشت زمان به دليل پديده خوردگي در محيط‌هاي با آتمسفرهاي خورنده كاهش استحكام هاديهاي ACSR/AW بسيار كمتر از ACSR است. شكل (5) مقايسه‌اي از استحكام و وزن نسبي سيمهاي فولادي Al-Clad شده را با فولادهاي معمولي وگالوانيزه شده نشان مي‌دهد. كمتر بودن مقاومت الكتريكي كابلهاي ACSR/AW از يك طرف باعث كاهش تلفات اهمي آنها مي‌شود و از طرف ديگر به دليل كمتر بودن ميزان فولاد بكار رفته در هسته‌هاي تقويت‌كننده، تلفات مغناطيسي آنها را نيز كاهش مي‌دهد. شكل(6) مقايسه‌اي از مقاومت الكتريكي و ضخامت نسبي پوششهاي اعمال شده روي سيمهاي فولادي Al-Clad شده و گالوانيزه شده را نشان مي‌دهد. همچنين شكل (7) كاهش مقاومت الكتريكي و در نتيجه كاهش تلفات خطوط انتقال و توزيع ساخته شده از هاديهاي ACSR/AW را در مقايسه با هاديهاي معمولي ACSR نشان مي‌دهد. همانگونه كه از اين شكل ديده مي‌شود، با افزايش جريان خطوط (زمانهاي پرباري شبكه) تفاوت در مقاومت الكتريكي اين دو هادي بسيار بيشتر مي‌شود و اين حالت بخصوص در زمانهاي پيك‌بار شبكه حائز اهميت فراوان است، ضمن آنكه با كاهش مقاومت الكتريكي در هاديهاي ACSR/AW، افت ولتاژ در آنها كمتر شده و نياز به تجهيزات كنترل‌كننده ولتاژ نيز كمتر خواهد بود. اگر چه عمده مقايسه‌ها در مورد هاديهاي  ACSR/AW با هاديهاي ACSR معمولي صورت مي‌گيرد ، اما اين نوع هاديها در مقايسه با هاديهاي تمام آلومينيوميAAAC ،AAC  و ACAR نيز مزايايي دارند كه از جمله آنها مي‌توان به استحكام بيشتر (بخصوص استحكام دماي بالا) آنها اشاره كرد. استفاده از هاديهاي AAC يا AAAC بجاي هاديهاي ACSR همانگونه كه در بخش‌هاي قبلي گزارش بيان شد، مهمترين مشكلات خوردگي در خطوط هوايي انتقال يا توزيع‌ در هاديهاي ACSR معمولي روي مي‌دهد كه عمدتاً به دليل خوردگي گالوانيكي اجزاء مختلف تشكيل دهنده اين هاديها است. با توجه به اين موارد، در بسياري از موارد مي‌توان با جايگزين كردن هاديهاي تمام آلومينيوميAAAC, AAC) و (ACAR بجاي هاديهاي ACSR، از بروز اين نوع خوردگي در خطوط مربوطه ممانعت بعمل آورد، هر چند كه اين كار مي‌تواند هزينه‌هاي سرمايه‌گذاري لازم براي نصب اين خطوط را تا حدي افزايش دهد. عل‌رغم اين مساله استفاده از هاديهاي تمام آلومينيومي و بخصوص استفاده از هاديهاي ساخته شده تماماً از آلياژهاي آلومينيوم (5005 يا 6201) با توجه به مزاياي فراوان، امروزه گسترش فراواني در نقاط مختلف دنيا يافته است، بگونه‌اي كه در برخي كشورها نظير فرانسه قسمت عمده خطوط انتقال هوايي از آلياژهاي آلومينيوم با قابليت عمليات حرارتي ساخته شده‌اند، بدون آنكه نيازي به هسته‌هاي تقويت‌كننده فولادي در آنها وجود داشته باشد. هدايت چنين خطوطي نيز بسيار بالا و در حدود 54 درصد IACS است. استفاده از اين كابلها در كشورهاي در حال توسعه نيز در حال افزايش است. در برخي موارد، سيم‌هاي تقويت‌كننده اين هاديها بجاي آلياژ آلومينيوم از كامپوزيت‌هاي آلومينيومي ساخته مي‌شوند تا ضمن ايجاد مقاومت به خوردگي مناسب در هادي، استحكام آنها بخصوص در دماهاي بالاتر نيز افزايش يابد. در هر حال مهمترين مزاياي استفاده از هاديهاي ساخته شده بطور كامل از سيم‌هاي آلياژي آلومينيوم (AAAC) را مي‌توان بصورت زير خلاصه كرد:

الف) مقاومت به خوردگي اين هاديها در محيط‌هاي صنعتي يا ساحلي به مراتب بالاتر از هاديها ACSR است.

ب) استحكام اين هاديها در حدود 2 برابر آلومينيوم 1350 است.

ج) وزن اين هاديها در حدود 20 درصد سبكتر از هاديهاي ACSR با قطر معادل است.

د) سختي سطحي اين هاديها بسيار بيشتر از آلومينيوم 1350 است. اين حالت باعث مي‌شود كه حين نصب و بهره‌برداري از اين هاديها، سطح آنها كمتر دچار تخريب شود و پديده‌هاي كرونا و تداخل‌هاي راديويي كمتري در آنها اتفاق بيافتد.

و) اين نوع هاديها نسبت به هاديهاي ACSR به تجهيزات و روشهاي ساده‌تري جهت اتصال نياز دارند

هـ) با توجه به آنكه هاديهاي AAAC كاملاً غيرمغناطيسي هستند، تلفات آهني (مغناطيسي) آنها نسبت به هاديهاي ACSR در حد بسيار كمتري قرار دارد.

شكل 1- شماتيك خوردگي گالوانيكي هاديهاي ACSR آلومينيوم از يك طرف با يونهاي كلريدي موجود روي سطح خود واكنش داده و با تشكيل AICI3 منجر به تخريب پوشش گالوانيزه فولاد مي‌شود و از طرف ديگر آلومينيوم با تماس الكترو‌شيميايي خود با فولادها با سرعت بيشتري به وسيله خوردگي گالوانيكي از بين مي‌رود.

شكل 2-شماتيك فرآيند گريس اندودكاري هاديهاي ACSR

شكل 3- هاديهاي هوايي آلومينيومي پوشش‌دار جهت كار در ولتاژ 33 كيلوولت

شكل 4- نمونه‌هاي واقعي از سيم‌هاي (A): فولاد گالوانيزه شده گريد ASTM-A (C): فولاد گالوانيزه شده گريد ASTM-C (EC): آلومينيوم الكتريكي و (AW): فولاد Al-Clad شده پس از 6 سال نگهداري در نواحي ساحلي فلوريداي آمريكا

شكل 5- مقايسه استحكام و وزن سيمهاي فولادي Al-Clad شده و گالوانيزه شده

شكل 6- مقايسه مقاومت الكتريكي و ضخامت نسبي پوششها در سيمهاي فولادي Al-Clad شده و گالوانيزه شده

شكل 7- مقايسه مقاومت الكتريكي هاديهاي ACSR و ACSR/AW

ساعت فرمان نجومی

بخشي از گزارش بررسي عملكرد ساعت فرمان نجومي

 

برق منطقه اي تهران

شركت توزيع نيروي برق غرب استان تهران

كميته تخصصي روشنايي

 .     

 

مقدمه
     ترويج فرهنگ استفاده بهينه از انرژي برق يكي از عواملي است كه دركاهش تلفات توان و پيك سائي و كاهش هزينه هاي مرتبط بهره برداري موثر خواهد بود .پروژه حاضر نيز، استفاده از اين دستگاه را از دو ديدگاه مديريت مصرف و كاهش هزينه ها مورد بررسي مي نمايد.

بررسي ميداني موضوع :
الف-بررسي عملكرد فتوسل هاي ساخت داخل:
     در 14 نقطه محدوده  مناطق برق شرق و غرب كرج ، بمدت 40 روز، زمانهاي عملكرد فتوسلهاي موجود در سيستم  روشنايي در طول شبانه روز جهت مقايسه با زمانهاي توصيه شده ، توسط انجمن مهندسين روشنايي آمريكا (IES) و نشريه 195 وزارت نيرو ثبت گرديد.

ب – نحوه برخورد ساير كشورها و شناسائي دستگاه:

      به لحاظ اهميت موضوع و مشابه بودن مسئله براي ساير كشورها،‌يك بررسي اجمالي جهت شيوه برخورد كشورهاي مختلف با اين موضوع بشرح ذيل انجام شد.  يكي از راه حلها استفاده از سيستم هاي كنترل از راه دوراست كه توسط شركت SMC ارائه شده است. و نياز مند به يك مركز كنترل در هر پست و تجهيزات اضافي برروي تك تك چراغهاي روشنايي است، در اين روش بطور كلي جزئيات زيادي از كنترل و اطلاعات زيادي از وضعيت خرابي تجهيزات سيستم روشنايي بدست مي آيد ولي بررسي هاي انجام شده نشان مي دهد كه اين روش ، بطور موردي مناسب بوده و در محدوده وسيع از نظر فني و اقتصادي مقرون به صرفه نيست. روش موثري كه درادامه اين بررسي بدست آمده استفاده از ساعت نجومي است. اين دستگاه از نظر اقتصادي بسيار مقرون بصرفه تر از روش اول مي باشد.

      ايده ساخت دستگاه ساعت نجومي به توليدكنندگان داخلي عرضه شد و از طرف برخي از آنها مورد استقبال قرار گرفت. اولين نمونه هاي ساخت داخل ارائه گرديد. درمجموع حدود 30 دستگاه از 4 شركت داخلي درشبكه روشنايي نصب گرديد كه درمدت زمان كوتاه از كار افتاده و دچار مشكلات متعددي از جمله: HANGING شدند.

 

انتخاب نمونه :

     يكي از انواع ساعت فرمان نجومي مورد استفاده در خارج از كشور كه در سيستم روشنائي اروپايي از جمله فرانسه ،ايتاليا ، بلژيك و ... ودرپروژه روشنايي تونل مانش مابين دوكشورفرانسه و انگليس ، به تعداد بسيارزياد مورد استفاده قرار گرفته است، از طريق اينترنت شناسائي و توسط نماينده داخلي شركت مذكور يك نمونه از آن سفارش داده شد.

- درتاريخ 19/1/82 الي 6/2/82 در يك مسير نمونه اي دستگاه اندازه گيري توان نصب و مقدار توان مصرفي و زمانهاي عملكرد فتوسل ثبت گرديد.

- درتاريخ 17/2/82 دستگاه ساعت فرمان نجومي جايگزين فتوسل مسير فوق شده و مقادير آن نيز ثبت گرديد.

محاسبات فني و اقتصادي :

 نتايج بررسي  موارد فوق و مقايسه آن بادستگاه ساعت فرمان نجومي و انجام محاسبات مشخص گرديد. بطور متوسط درحدود يك ساعت و چهل دقيقه يا به عبارتي67/1 ساعت درزمان روشن بودن هوا(پيش ازغروب آفتاب و بعد از طلوع آفتاب ) انرژي بيهوده مصرف مي شود.

با توجه به اختلاف زماني فوق ،محاسبات و نتايج ذيل ارائه مي گردد:

الف – كل توان چراغهاي منصوبه در سطح شركت توزيع(بدون احتساب تلفات بالاست) طبق ليست ذيل36800 كيلووات مي باشد.

 

چراغ مهتابي 100 وات	69073دستگاه	چراغ 250 وات سديم	15366دستگاه
چراغ 125 وات جيوه	117276دستگاه	چراغ400 وات سديم	4705دستگاه
چراغ 250 وات جيوه	34911دستگاه	چراغ 70 وات سديم	3000دستگاه
چراغ 400 وات جيوه	1653دستگاه

انرژي ذخيره شده درصورت استفاده از ساعت فرمان نجومي در يك شبانه روز برابر است با :

كيلووات ساعت 61456=ساعت67/1×كيلووات 36800

انرژي ذخيره شده در طول يكسال :

                كيلووات ساعت 22431440= 365×61456

بااحتساب بهاي بين المللي هركيلووات ساعت انرژي 5سنت

                  دلار 112157200 = سنت 5 × 22431440

بااحتساب بهاي ملي هر كيلووات ساعت انرژي 240 ريال

                        ريال 5383545600 = 240 × 22431440

ب- طبق آمارارائه شده تعداد فتوسلهاي منصوبه در سطح شركت توزيع غرب استان تهران 4066 دستگاه مي باشد.

بهاي هردستگاه ساعت فرمان نجومي(بصورت تك فروشي)900000ريال و طول عمر آن 15 سال

بهاي هر دستگاه فتوسل طبق ليست سازمان برنامه و بودجه57240 ريال وطول عمرآن طبق نظر مسئولين واحد روشنائي مناطق برق شش گانه توزيع متوسط 18 ماه مي باشد .

محاسبات براي يك دوره 15 ساله  يا 180 ماهه

ريال 3659400000=4066×900000

براي يك دوره 15 ساله بايد حداقل 10 بار فتوسل ها تعويض گردند.

ريال2327378400=10×4066×57240

اختلاف قيمت دو دستگاه در يك دوره 15 ساله

ريال1332021600=2327378400-3659400000

247/0=(5383545600)/(1332021600)

90روز=247/0× 365

هزينه ساعت فرمان نجومي پس از گذشت 90 روز باز مي گردد.

محاسبات براي يك دوره يك ساله بدون درنظرگرفتن قيمت  فتوسل وهزينه هاي بهره برداري

ريال 3659400000=4066×900000

679/0= (5383545600) / (3659400000)

248=679/0× 365

پس هزينه ساعت فرمان نجومي پس از گذشت 248 روز باز مي گردد.

ج - با احتساب اينكه طولاني ترين شب سال سيزده ساعت و پنجاه دقيقه و كوتاه ترين شب نه ساعت و پنج دقيقه مي باشد نتيجه مي گيريم متوسط طول شب يازده ساعت و بيست وشش دقيقه است .(به عبارت ديگر 44/11ساعت) در صورت استفاده از دستگاه ساعت فرمان نجومي عمر تجهيزات جانبي چراغ  (بالاست، لامپ و خازن )6/14% افزايش پيدا مي كند.

 6/14% = 44/11 :67/1

لازم به ذكر است كه در حال حاضر چند دستگاه ،  در سيستم شبكه روشنائي شركت توزيع نيروي برق غرب استان تهران نصب و عملكرد آنها تحت كنترل مي باشد.

انرژي در اتريش

انرژي در اتريش

مهندس نادر گلستاني دارياني

اتريش، در دهه گذشته به شكل فزاينده‌اي از پتانسيل برق آبي خود استفاده كرده است. 1/39 درصد از توليد انرژي از منابع داخلي مربوط به اين پتانسيل يا منبع انرژي برق آبي است، كه از ديدگاه زيست‌محيطي نيز مناسب است. ديگر منابع انرژي تجديد‌پذير بويژه بيوماس نيز بطور فزاينده‌اي مورد بهره‌برداري قرار گرفته است. با رقمي برابر 5/36 درصد سهم منابع تجديد‌پذير بيش از سهم تمام سوختهاي فسيلي است و با توجه به دو برابر شدن سهم منابع تجديد‌پذير انرژي در دهه گذشته، در حال حاضر بيش از 75 درصد توليد انرژي از منابع داخلي از اين حاملها تامين مي‌شود.
ديگر آنكه، ميزان وابستگي كشور به واردات انرژي در دهه گذشته ثابت بوده است.

عرضه كل انرژي اوليه يا اصلي
عرضه انرژي در اتريش داراي تركيب متعادلي است. در دو دهه پيش، ساختار مصرف انرژي تغيير عمده‌اي داشته است. اتريش به صورت چشمگيري در افزايش سهم منابع انرژي تجديدپذير در بازار انرژي كشور موفق بوده است. از سوي ديگر، سهم سوختهاي فسيلي در بازار انرژي كاسته شده است.
ويژگيهاي زير در عرضه كل انرژي اصلي در اتريش قابل توجه است:
1- سهم زياد منابع تجديدپذير در مصرف انرژي در اتريش
سهم اين منابع در عرضه كل انرژي اتريش به بيش از 26 درصد رسيده است. برق‌آبي، مهمترين منبع انرژي تجديد‌پذير است. 4/13 درصد از عرضه كل انرژي اصلي تقريباً 39 درصد ازتوليد انرژي از منابع داخلي و نزديك به 66 درصد برق از منابع آبي تامين مي‌شود. ديگر منابع تجديد‌پذير انرژي (همانند چوب، ضايعات، سوختني، سوخت بيوماس، گرماي محيط و جز اينها) حدود 8/12 درصد از كل عرضه انرژي پريمر و حدود 37 درصد توليد انرژي ازمنابع داخلي را به خود اختصاص داده است.

2- عدم استفاده از انرژي اتمي در اتريش
استفاده از انرژي اتمي براي توليد انرژي بر اساس قانون فدرال مصوب 15 دسامبر 1978 ممنوع اعلام شده است. اتريش به انرژي هسته‌اي به عنوان گزينه راهبردي براي رويارويي با آلودگيهاي زيست‌محيطي مي‌نگرد، زيرا اين نوع انرژي از تكنولوژي پيچيده برخوردار بوده و بسيار گرانبهاست و از اين رو، قدرت رقابت (از نظر اصول توسعه پايدار) را از بين مي‌برد. كشورهايي، كه در قياس با اتريش توانسته‌اند در مقياسهاي بزرگتر به جايگزيني نفت بپردازند، بطور عمده از انرژي اتمي بهره‌ برده‌اند. تنها شماري از كشورها توانسته‌اند انواع ديگر انرژي را جايگزين نفت كنند.

تفكيك مصرف انرژي از توسعه اقتصادي
خط‌مشي انرژي دراتريش در دسترسي به هدف تفكيك مصرف انرژي از توسعه اقتصادي كشور موفقيت‌آميز بوده است. در سالهاي 1973 تا 1997،‌ در حالي كه عرضه كل انرژي اصلي حدود 4/29 درصد افزايش داشته، توليد ناخالص داخلي به قيمتهاي واقعي 9/75 درصد رشد داشته است. در نتيجه مصرف نسبي انرژي
(= مصرف انرژي به ازاي واحد توليدناخالص داخلي) 4/26 درصد طول اين دوره، كاهش داشته است.
در قياس با ساير كشورها، كاهش مصرف نسبي انرژي در اتريش، يكي از بهترين كاركردها را نشان مي‌دهد.

مصرف كل انرژي نهايي
با وجود تغييرات در برخي از سالها، مصرف كل انرژي نهايي از سال 1973 به اين طرف بطور متوسط نزديك به 1 درصد در سال افزايش داشته است. با توجه به تغييرات مهم ساختاري، سهم نفت و زغال بسيار زياد كاهش يافته و در مقابل به سهم گاز، برق، انرژيهاي تجديد‌پذير و گرما بسيار زياد افزوده شده است. در قياس با سال 1973، مصرف نهايي ذغال‌سنگ (حدود 35 درصد) و نفت (6 درصد) كاهش يافته و مصرف نهايي گاز (75 درصد)، (برق 89 درصد) ديگر انرژيهاي تجديد‌پذير (94 درصد) و گرماي محيط (35 درصد) افزايش يافته است.

اهداف خط‌مشي انرژي در اتريش
1) امنيت در عرضه انرژي
2) بازدهي اقتصادي در عرضه انرژي
3) رعايت نكات زيست‌محيطي در عرضه انرژي
4) پذيرش اجتماعي از سيستم عرضه انرژي
اهداف فوق دقيقاً در جهت اهداف اتحاديه اروپا و اصول آژانس بين‌المللي انرژي است.

راهكارهايي براي دستيابي به اهداف ياد شده
1- گسترش استفاده يا كاربرد منطقي از انرژي (بهينه سازي بازدهي انرژي)
2- گسترش منابع تجديد‌پذير انرژي
راهكارهاي فوق بافعاليتهاي زير در زمينه‌هاي گوناگون راهبردهاي انرژي تكميل مي‌شود:
1- آزادسازي بازارهاي انرژي
2- تنوع در منابع انرژي
3- تنوع در عرضه كنندگان انرژي
4- سازوكار بحران آژانس بين‌المللي انرژي
5- ذخيره‌سازي اجباري نفت
6- منع استفاده از انرژي هسته‌اي
7- كنترل قيمتها

خط‌مشي‌ انرژي اتريش در عرصه جهاني
بسياري از مسايل مهم بخش انرژي در دنياي امروز از ابعاد مهمي برخوردار است. براي نمونه:
1- رويارويي با آثار منفي گرم شدن زمين، كه فقط در چارچوب مقياسهاي بين‌المللي مقدور است.
2- تغييرات مهم در كشورهاي مركزي و شرق اروپا، كه باعث ايجاد فرصتهاي جديد شده است.
كمك به بازسازي بخش انرژي، توصيه در مورد سياستهاي زيست‌محيطي و انرژي و دستيابي شركتهاي وابسته به كشورهاي اروپاي غربي به بازار انرژي اين كشورها، از اينگونه فرصتهاست.




اتحاديه اروپا
اين سازمان كارهاي زيادي در زمينه راهبرد انرژي اجرا كرده، كه در زير برشمرده مي‌شود:
1- بازدهي انرژي
2- انرژيهاي تجديد‌پذير
3- نفت (بخشنامه براي ايجاد حداقل تاسيسات انبار نفت يا مشتقات آن)
4- گاز (بخشنامه براي ابزار واحد گاز طبيعي)
5- ذغال‌سنگ (تحقيق براي توليد و استفاده از ذغال‌سنگ)
6- برق (بخشنامه ايجاد بازار واحد برق)
7- تحقيق و گسترش تكنولوژيك (برنامه‌هاي انرژي در تعيين ساختارو برنامه‌ريزي براي تحقيقات، توسعه فني)
8- همكاري با كشورهاي غيرعضو در بخش انرژي (برنامه synergy(
"synergy" برنامه اتحاديه اروپا براي پيشرفت همكاري بين‌المللي در بخش انرژي است. اين برنامه در ابتداي سال 1998 شروع و در پايان همان سال به پايان رسيد.
برنامه جايگزين در قالب برنامه ساختاري انرژي براي دستيابي به اهداف خود از روشهاي زير استفاده مي‌كند:
1- توصيه در زمينه راهبرد انرژي و آموزش
2- تجزيه و تحليل انرژي و پيش‌بيني (آينده)
3- برگزاري گردهمايي و كنفرانس
4- پشتيباني از برنامه‌هاي همكاري چند جانبه منطقه‌اي
بازارهاي داخلي برق و گاز طبيعي به خاطر اهميت زيادي كه دارند، مورد تاكيد بيشتري قرار گرفته است.
بخشنامه‌هاي مرتبط با موضوعات يادشده در بالا (در سالهاي 96 و 97) بوسيله شوراي مربوط تصويب شده است. اين بخشنامه‌ها، كشورهاي عضو را موظف به گشايش بازارهاي برق و گاز طبيعي- براي رقابت از سوي ساير كشورهاي عضو اتحاديه اروپا كرده است.
عرضه‌كنندگان برق و گاز براي آماده شدن در مقابل رقيبان بزرگ خارجي مجبور به اتخاذ خط‌مشي قوي شده‌اند.
بي شك در كوتاه‌مدت بعضي از آنها قرباني خواهند شد، ولي در درازمدت بازارهاي داخلي براي برق و گاز به سوي عرضه موثر پيش خواهند رفت و رقابت كلي اتحاديه اروپا را بهبود خواهد بخشيد.

معرفی تستهای لازم بر روی سرکابلهای U0/U (Um) :36/62 (72.5) kv

تستهای سرکابل:

الف- آزمونهای  معمول روی سرکابل:

1- آزمون تخلیه جزئی (Partial discharge test):

مسائل عمومی:

آزمون تخلیه جزئی با توجه به IEC60885-3 می شود.

حساسیت مدار اندازه­گیری باید 5pc یا بهتر باشد.

برای اعمال ولتاژ آزمون از ترانسفورماتورهای  کاسکید یا ترانسفورماتورهای تخلیه خازنی و ... استفاده می­شود.

با عنایت به اینکه رده ولتاژ سرکابل­های مورد تست U₀/U (U_m) :36/62 (72.5) kv می­باشد، لذا دامنه ولتاژ جهت آزمون تخلیه جزئی به میزان 1.5U₀ برابر 54 kv می­باشد. لازم بذکر است ولتاژ آزمون ابتدا به میزان 1.7U0 یعنی 61.2 kv افزایش یافته و به مدت 10 ثانیه در ولتاژ مذکور نگهداشته شده و سپس تا حد 54 kv کاهش داده می­شود.

 

فعالیتهای پیش از آغاز آزمون:

ابتدا از مجموعه مونتاژ شده آماده آزمون بازدید به­عمل آمده و از صحت و محکم بودن اتصالات اطمینان حاصل می­گردد.

قبل از انجام آزمون، کالیبراسیون دستگاههای اندازه­گیری کنترل شده و حساسیت مدار اندازه­گیری توسط کالیبراتور کنترل می­گردد.

 

فرایند آزمون:

ولتاژ آزمون باید بتدریج از مقدار صفر افزایش یافته و به مدت 10 ثانیه در 1.75 U₀ نگهداشته شده و سپس به آرامی به 1.5 U₀ کاهش داده شود. (جدول 1، ستون 5 را ملاحظه فرمایید).  در این ولتاژ مقدار تخلیه جزئی مفصل اندازه­گیری و ثبت می­شود.

 

نتیجه­گیری:

نباید هیچگونه تخلیه­ قابل ملاحظه­ای افزون بر حساسیت بسیان شده از نمونه مورد آزمون در 1.5 U₀ ایجاد شود.

 

2- آزمون ولتاژ (Voltage test):

مسائل عمومی:

آزمون ولتاژ باید در دمای محیط و با استفاده از ولتاژ آزمون جریان متناوب در فرکانس کاری نامی (50 Hz) انجام شود.

با عنایت به اینکه رده ولتاژ سرکابلهای مورد تست U₀/U (U_m) :36/62 (72.5) kv می­باشد، لذا دامنه ولتاژ جهت آزمون ولتاژ با فرکانس قدرت به میزان 2.5U₀ برابر 90 kv می­باشد

برای اعمال ولتاژ آزمون از ترانسفورماتورهای  کاسکید یا ترانسفورماتورهای تخلیه خازنی و ... استفاده می­شود.

 

فعالیتهای پیش از آغاز آزمون:

ابتدا از مجموعه مونتاژ شده آماده آزمون بازدید به­عمل آمده و  از صحت و محکم بودن اتصالات اطمینان حاصل می­گردد.

قبل از انجام آزمون، کالیبراسیون دستگاههای اندازه­گیری کنترل می­گردد.

 

فرایند آزمون:

ولتاژ آزمون باید بتدریج از صفر تا 2.5 U₀ افزایش یافته و پس از تثبیت در مقدار 2.5U₀ (90 kv) به مدت 30 دقیقه بین هادی و روکش یا شیلد الکترو استاتیکی نگهداشته شود. (جدول 1، ستون 5 را ملاحظه فرمایید).

 

نتیجه­گیری:

در طی زمان اعمال ولتاژ، نباید هیچگونه شکستی در عایق اتفاق بیفتد.

ب- آزمونهای نمونه ای روی سر کابل:

آزمونهای بصری (Visual) و فیزیکی:

این آزمونها شامل موارد ذیل می­باشد:

-          کنترل ظاهری و وضعیت بسته بندی مفصل

-          کنترل کامل بودن اجزاء بر اساس لیست قطعات

-          کنترل ظاهری قطعات و عدم وجود آسیب ظاهری

-          کنترل مشخصات اجزاء تشکیل دهنده مفصلها از طریق مقایسه با مشخصات ارائه شده از سوی سازنده

-          کنترل ابعادی قطعات بر اساس نقشه­های ارائه شده از سوی سازنده جهت تصدیق اینکه قطعات تولید شده در محدوده تلورانسهای مجاز قرارداردند.

 

فرایند آزمون:

ابتدا مجموعه تولید شده سرکابل از نظر ظاهری و کیفیت بسته­بندی و مشخصاتی که باید روی پلاک جعبه­ها نصب گردد و صحت و تطابق مندرجات پلاکها با موارد خواسته­شده کنترل و چک لیستهای مربوطه تکمیل می­گردد.

در ادامه نمونه­های تصادفی به تعداد مورد نیاز طبق استاندارد انتخاب شده و ضمن یادداشت شماره سریال و سایر مشخصات مورد نظر، بسته ها به ترتیب گشوده شده و بر اساس لیست قطعات موجود، از نظر کامل بودن قطعات و عدم وجود نقص و آسیب ظاهری مورد بازرسی قرار گرفته و نتایج در چک لیستهای مربوطه یادداشت می­گردد.

سپس قطعات بازبینی شده، از نظر تطابق با مشخصات فنی و گواهینامه های ارائه شده توسط سازنده مورد بازرسی قرار گرفته و نتایج در چک لیستهای مربوطه وارد می­شود.

در ادامه قطعات بازبینی شده، از نظر ابعادی طبق نقشه­های ارائه شده از سوی سازنده جهت کنترل اینکه قطعات تولید شده در محدوده تلورانسهای مجاز قرارداردند یا خیر مورد بازرسی قرار گرفته و نتایج در چک لیستهای مربوطه وارد می­شود.

 

نتیجه­گیری:

اگر نمونه­ای در هر کدام از آزمونهای فوق­الذکر مردود گردد، دو نمونه دیگر از همان نوع سرکابل موضوع قرارداد باید برداشته شده و آزمونهای مذکور را بگذراند. اگر هر دو نمونه برداشته شده آزمونها را با موفقیت بگذراند، بدین معناست که سایر سرکابل­های همان نوع موضوع قرارداد، الزامات مورد نظر این استاندارد را برآورده نموده­اند. اما چنانچه هر کدام از دو نمونه­ برداشته شده در آزمونها مردود شود، بدین معناست که سایر سرکابل­های همان نوع موضوع قرارداد، ملزومات مورذد نظر این استاندارد را برآورده ننموده­اند

معرفی تستهای لازم بر روی مفصلهای U0/U (Um) :36/62 (72.5) kv

تستهای مفصل:

الف- آزمونهای  معمول روی مفصل:

1- آزمون تخلیه جزئی (Partial discharge test):

مسائل عمومی:

آزمون تخلیه جزئی با توجه به IEC60885-3 می شود.

حساسیت مدار اندازه­گیری باید 5pc یا بهتر باشد.

برای اعمال ولتاژ آزمون از ترانسفورماتورهای کاسکید یا ترانسفورماتورهای تخلیه خازنی و ... استفاده می­شود.

با عنایت به اینکه رده ولتاژ مفصل­های مورد تست U₀/U (U_m) :36/62 (72.5) kv می­باشد، لذا دامنه ولتاژ جهت آزمون تخلیه جزئی به میزان 1.5U₀ برابر 54 kv می­باشد. لازم بذکر است ولتاژ آزمون ابتدا به میزان 1.7U0 یعنی 61.2 kv افزایش یافته و به مدت 10 ثانیه در ولتاژ مذکور نگهداشته شده و سپس تا حد 54 kv کاهش داده می­شود.

 

فعالیتهای پیش از آغاز آزمون:

ابتدا از مجموعه مونتاژ شده آماده آزمون بازدید به­عمل آمده و از صحت و محکم بودن اتصالات اطمینان حاصل می­گردد.

قبل از انجام آزمون، کالیبراسیون دستگاههای اندازه­گیری کنترل شده و حساسیت مدار اندازه­گیری توسط کالیبراتور کنترل می­گردد.

 

فرایند آزمون:

ولتاژ آزمون باید بتدریج از مقدار صفر افزایش یافته و به مدت 10 ثانیه در 1.75 U₀ نگهداشته شده و سپس به آرامی به 1.5 U₀ کاهش داده شود. (جدول 1، ستون 5 را ملاحظه فرمایید). در این ولتاژ مقدار تخلیه جزئی مفصل اندازه­گیری و ثبت می­شود.

 

نتیجه­گیری:

نباید هیچگونه تخلیه­ قابل ملاحظه­ای افزون بر حساسیت بیان شده، در نمونه مورد آزمون در 1.5 U₀ ایجاد شود.

2- آزمون ولتاژ (Voltage test):

مسائل عمومی:

آزمون ولتاژ باید در دمای محیط و با استفاده از ولتاژ آزمون جریان متناوب در فرکانس کاری نامی (50 Hz) انجام شود.

با عنایت به اینکه رده ولتاژ مفصل­های مورد تست U₀/U (U_m) :36/62 (72.5) kv می­باشد، لذا دامنه ولتاژ جهت آزمون ولتاژ با فرکانس قدرت به میزان 2.5U₀ برابر 90 kv می­باشد

برای اعمال ولتاژ آزمون از ترانسفورماتورهای  کاسکید یا ترانسفورماتورهای تخلیه خازنی و ... استفاده می­شود.

 

فعالیتهای پیش از آغاز آزمون:

ابتدا از مجموعه مونتاژ شده آماده آزمون بازدید به­عمل آمده و  از صحت و محکم بودن اتصالات اطمینان حاصل می­گردد.

قبل از انجام آزمون، کالیبراسیون دستگاههای اندازه­گیری کنترل می­گردد.

 

فرایند آزمون:

ولتاژ آزمون باید بتدریج از صفر تا 2.5 U₀ افزایش یافته و پس از تثبیت در مقدار 2.5U₀ (90 kv) به مدت 30 دقیقه بین هادی و روکش یا شیلد الکترو استاتیکی نگهداشته شود. (جدول 1، ستون 5 را ملاحظه فرمایید).

  

نتیجه­گیری:

در طی زمان اعمال ولتاژ، نباید هیچگونه شکستی در عایق اتفاق بیفتد.

 

ب- آزمونهای نمونه ای روی مفصل:

آزمونهای بصری (Visual) و فیزیکی:

این آزمونها شامل موارد ذیل می­باشد:

-          کنترل ظاهری و وضعیت بسته بندی مفصل

-          کنترل کامل بودن اجزاء بر اساس لیست قطعات

-          کنترل ظاهری قطعات و عدم وجود آسیب ظاهری

-          کنترل مشخصات اجزاء تشکیل دهنده مفصلها از طریق مقایسه با مشخصات ارائه شده از سوی سازنده

-          کنترل ابعادی قطعات بر اساس نقشه­های ارائه شده از سوی سازنده جهت تصدیق اینکه قطعات تولید شده در محدوده تلورانسهای مجاز قرارداردند.

 

فرایند آزمون:

ابتدا مجموعه تولید شده مفصل از نظر ظاهری و کیفیت بسته­بندی و مشخصاتی که باید روی پلاک جعبه­ها نصب گردد و صحت و تطابق مندرجات پلاکها با موارد خواسته­شده کنترل و چک لیستهای مربوطه تکمیل می­گردد.

در ادامه، نمونه­های تصادفی به تعداد مورد نیاز طبق استاندارد انتخاب شده و ضمن یادداشت شماره سریال و سایر مشخصات مورد نظر، بسته ها به ترتیب گشوده شده و بر اساس لیست قطعات موجود، از نظر کامل بودن قطعات و عدم وجود نقص و آسیب ظاهری مورد بازرسی قرار گرفته و نتایج در چک لیستهای مربوطه یادداشت می­گردد.

سپس، قطعات بازبینی شده، از نظر تطابق با مشخصات فنی و گواهینامه های ارائه شده توسط سازنده مورد بازرسی قرار گرفته و نتایج در چک لیستهای مربوطه وارد می­شود.

در ادامه، قطعات بازبینی شده، از نظر ابعادی طبق نقشه­های ارائه شده از سوی سازنده جهت کنترل اینکه قطعات تولید شده در محدوده تلورانسهای مجاز قرارداردند یا خیر مورد بازرسی قرار گرفته و نتایج در چک لیستهای مربوطه وارد می­شود.

 

نتیجه­گیری:

اگر نمونه­ای در هر کدام از آزمونهای فوق­الذکر مردود گردد، دو نمونه دیگر از همان نوع مفصل موضوع قرارداد باید برداشته شده و آزمونهای مذکور را بگذراند. اگر هر دو نمونه برداشته شده آزمونها را با موفقیت بگذراند، بدین معناست که سایر مفصل­های همان نوع موضوع قرارداد، الزامات مورد نظر این استاندارد را برآورده نموده­اند. اما چنانچه هر کدام از دو نمونه­ برداشته شده در آزمونها مردود شود، بدین معناست که سایر مفصل­های همان نوع موضوع قرارداد نیز قادر به برآورده نمودن الزامات استاندارد نشده­اند.

معرفی کاربردهای سرکابل

معرفی کاربردهای سرکابل:

جهت اتصال سیستم تغذیه به ترانسفورماتورهای قدرت یا انتقال خروجی ترانسفورماتور در ولتاژ هاي بالاي kV 1 بوسيله کابل زميني نیاز به سرکابل می­باشد. بدیهی است هر گونه خلل در عملکرد صحیح آن، به منزله از مدار خارج شدن بخش از شبکه قدرت بوده و با توجه به زمانبر و پیچیده بودن عیب یابی و رفع عیب در سیستمهای کابلی، خسارات مادی و معنوی قابل توجهی به مشترکین و شرکتهای تولید، انتقال و توزیع نیروی برق وارد خواهد گردید. عمل اصلي يک سرکابل علاوه بر انتقال نيرو، کنترل ميدان هاي الکتريکي در محل انتهاي کابل است که اين کار با قرار دادن يک پوشش Stress Control روي کابل در محل اتصال انجام مي شود. در صنعت برق براي ساخت سرکابل از تکنولوژي هاي زير که هر کدام مزاياي خاص خود را دارد، استفاده مي شود:

1-  سرکابل هاي حرارتي (Heat shrink)

2- سرکابل هاي سرد (Cold Shrink)

3- سرکابل هاي فشاري (Slip on)

4- سرکابل هاي Plug-in

در سر کابل هاي Plug-in و نيز سرکابل های سرد و فشاري از سيليکون رابر استفاده شده است که از جديد ترين پليمرهاي مورد استفاده در صنعت برق است و با داشتن مشخصات منحصر به فرد، جهت استفاده در ولتاژ هاي متوسط و بالا بسيار مناسب مي باشد. 

آزمونهای روی کابل های فشار قوی و ملحقات مربوطه بر اساس الزامات استاندارد IEC 60840

آزمونهای روی کابل های فشار قوی و ملحقات مربوطه بر اساس الزامات استاندارد IEC 60840

الف : از منظر تکرار پذیری آزمونها

•         آزمونهای معمول (Routine Tests)

•         آزمونهای نمونه­ای (Sample Tests)

•         آزمونهای نوعی (Type Tests)

 

ب : از منظر مشخصات عملکردی

•         آزمونهای الکتریکی

•         آزمونهای مکانیکی

•         آزمونهای حرارتی

 

تعاریف:

آزمونهای معمول (Routine Tests) :

آزمونهایی هستند که بوسیله سازنده و به منظور کنترل تطابق اجزاء (قطعات) با الزامات خواسته شده، روی هر یک از اجزاء (قطعات)  ساخته شده انجام می­شود.

 

آزمونهای نمونه­ای (Sample Tests) :

آزمونهای هستند که توسط سازنده و با فراوانی معین روی نمونه­هایی که از محصولات تکمیل شده برداشته می­شود، انجام
می­گیرد، تا تصدیق کند که محصول نهایی الزامات خواسته شده را برآورده می­نماید.

 

آزمونهای نوعی (Type Tests) :

آزمونهایی هستند که قبل از عرضه محصول، روی یک نمونه تجاری پایه محصول مذکورانجام می­شود، به منظور اینکه اثبات کند، مشخصات عملکردی رضایتبخش محصول، الزامات خواسته شده را برآورده می­نماید. با یکبار تکمیل موفقیت آمیر آزمونهای نوعی، آزمونهای موصوف نیاز به تکرار نخواهند داشت، مگر اینکه تغییراتی در مواد اولیه یا طراحی یا فرایند تولید محصول ایجاد شود که ممکن است مشخصات عملکردی محصول را دستخوش تغییر نماید.

 

آزمونهای معمول  (Routine Test) عایق اصلی ملحقات از پیش ساخته شده:

آزمونهای ذیل باید روی تمامی ملحقات تولید شده انجام شود:

-          آزمون تخلیه جزئی

-          آزمون ولتاژ

ترتیب انجام این آزمونها با صلاحدید سازنده تعیین می­شود.

عایق اصلی هرکدام از ملحقات از قبل ساخته شده باید به یکی از سه صورت زیر آزمونهای تخلیه جزئی و ولتاژ را بگذراند:

1-     ملحقات نصب شده روی کابل

2-     با استفاده از یک تجهیز میزبان که جزئی از ملحقات مورد آزمایش برای انجام آزمون در آن جاگذاری می­شود

3-     با استفاده از یک سازه شبیه سازی شده که در آن محیط، تنشهای الکتریکی قطعه عایق اصلی تولید می­شود.

د ر حالتهای 2 و 3، برای ایجاد تنشهای الکتریکی، ولتاژ آزمون باید حداقل برابر با مقدار آن روی قطعه در یک تجهیز کامل وقتیکه در معرض ولتاژ آزمون مشخص شده در آزمونهای تخلیه جزئی و ولتاژ قرار می­گیرند، انتخاب شود.

نکته: عایق اصلی یا ملحقات از قبل ساخته شده، شامل اجزایی است که بصورت مستقیم به عایق کابل متصل شده و نیاز به کنترل توزیع تنشهای الکتریکی در ملحقات می­باشد. نمونه ها اجزاء الستومرهای از قبل قالب ریزی شده یا از قبل شکل داده شده یا اجزاء عایقی توپر از رزین اپوکسی هستند که می­توانند بصورت مجزا یا متصل به هم برای ایجاد عایقی لازم یا شیلد کردن ملحقات مورد استفاده قرار گیرند.

به منظور انجام آزمونهای مورد نظر روی تجهیزات مورد آزمایش و ثبت نتایج، ملحقات مورد آزمون و  سایر تجهیزات کمکی باید بطور کامل معرفی شوند. مشخصات ذیل باید مشخص بوده و یا تعریف گردد:

الف) کابل کمکی مورد استفاده در آزمون باید بر طبق پارامترهای ذیل مشخص شود:

-          نام سازنده، نوع کابل، تاریخ طراحی و تولید

-          ولتاژ مجاز بر اساس U₀,U,U_m

-          نوع هادی، نوع مواد و سطح مقطع آن بر حسب میلیمتر مربع

-          نوع مواد و ضخامت نامی عایق

-          نوع فرایند تولید عایق

-          مواد و ساختمان شیلد فلزی الکترو استاتیکی شامل تعداد و قطر سیمهای شیلد و مقاومت d.c. آن و ساختمان و ضخامت فویل فلزی بکار رفته

-          نوع مواد و ضخامت نامی روکش نهایی

-          قطر نامی هادی (d)

-          قطر نامی بیرونی کابل (D)

-          قطر نامی داخلی و بیرونی عایق

-          کاپاسیتانس (خاصیت خازنی) نامی بین هادی و شیلد فلزی الکترو استاتیکی/ روکش

ب) اتصالات هادی استفاده شده در داخل ملحقات، از لحاظ موارد کاربردی ذیل به درستی معرفی شوند.

-          روش فنی مونتاژ کردن

-          شکل دهی، قالبها و تنظیمات ضروری

-          نحوه آماده سازی سطوح کنتاکت

-          نوع، شماره مرجع استاندارد و هر مشخصه دیگر از هادی

-          جزئیات مجوز تایپ تست اتصالات

ج) ملحقات مورد آزمون از لحاظ موارد ذیل به درستی معرفی شوند.

-          نام سازنده

-          ولتاژ مجاز بر اساس U₀,U,U_m

-          دستورالعمل نصب

 

شرایط آزمون:

دمای محیط:

آزمونها  باید در دمای محیط ºc 15±20 انجام شود مگر اینکه برای یک آزمون خاص، جزئیاتی تعیین شود.

 

 

فرکانس و شکل موج ولتاژ آزمون:

فرکانس ولتاژ آزمون متناوب باید بین Hz 61-49  و شکل موج باید سینوسی باشد، مگر اینکه در استاندارد  طور دیگری تعیین شود.

 

رابطه بین ولتاژهای آزمون و ولتاژ مجاز:

هنگامیکه ولتاژهای آزمون تعین شده در استاندارد بصورت مضاربی از ولتاژ مجاز U₀ می­باشد، مقدار U₀ برای تعیین ولتاژهای آزمون از جدول شماره 1 بدست می­آید.

 

 

 

9	8	7	6	5	4	3	2	1
آزمون ولتاژ پس از نصب	آزمون موج ولتاژ صاعقه	آزمون ولتاژ سیکل حرارتی   2U0	اندازه­گیری Tanδ   U0	آزمون تخلیه جزئی   1.5U0	ولتاژ آزمون جهت آزمون ولتاژ با فرکانس قدرت 2.5U0	مقدارU0 برای محاسبه ولتاژ آزمون   U0	بالاترین ولتاژ تجهیز   Um	ولتاژ نامی     U
kv	kv	kv	kv	kv	kv	kv	kv	kv
52 72 128 132 150	250 325 550 650 750	52 72 128 152 174	26 36 64 76 87	39 54 96 114 131	65 90 160 190 218	26 36 64 76 87	52 5/72 123 145 170	47-45 69-60 115-110 138-132 161-150

جدول شماره 1: ولتاژهای آزمون

 

 آزمونهای نمونه­ای روی ملحقات:

1-   آزمون روی اجزاء ملحقات:

مشخصات هر جزء باید بر اساس مشخصات ارائه شده توسط سازنده ملحقات مورد راستی آزمایی قرار گیرد. این راستی آزمایی خواه به واسطه گزارشات آزمون (Test Report) تأمین کننده یک جزء خاص صورت می­گیرد یا بواسطه آزمونهای داخلی.

تأمین کننده یک تجهیز خاص باید فهرستی از آزمونهایی که باید روی اجزاء انجام شود ارائه نماید که بیانگر تکرار پذیری آزمونها (فراوانی نمونه­برداری) باشد. اجزاء باید برابر طرحهایشان مورد بازرسی قرار گیرند. نباید هیچگونه انحرافی خارج از تلورانسهای بیان شده حاصل شود.

نکته: بدلیل اینکه اجزاء ملحقات از یک سازنده به سازنده دیگر متفاوت است، امکان تعریف آزمونهای نمونه­ای مشترک روی اجزاء ملحقات کابل امکانپذیر نمی­باشد و باید بر اساس راستی آزمایی مشخصات و انجام آزمونهای معرفی شده از سوی سازنده
در این­خصوص اقدام گردد.

 

2-  آزمون روی ملحقات تکمیل شده:

برای ملحقاتی که عایق اصلی نمی­تواند مورد روتین تست قرار گیرد، آزمونهای الکتریکی زیر باید بوسیله سازنده روی یک تجهیز
مونتاژ شده کامل انجام شود:

الف- آزمون تخلیه جزئی

ب- آزمون ولتاژ

ترتیب انجام این آزمونها با صلاحدید سازنده انجام می­شود.

نکته: نمونه های عایقهای اصلی که مورد مورد روتین تست قرار نمی گیرد، عبارتند از عایقهای حرارتی (عایقهایی که در اثر تماس با حرارت منقبض می­شوند) و عایقهای نوار پیچی یا قالب گیری شده در کارگاه.

اگر نمونه­ای در هر کدام از آزمونهای فوق­الذکر مردود گردد، دو نمونه دیگر از همان نوع تجهیز موضوع قرارداد باید برداشته شده و آزمونهای مذکور را بگذراند. اگر هر دو نمونه برداشته شده آزمونها را با موفقیت بگذراند، بدین معناست که سایر ملحقات همان نوع موضوع قرارداد، الزامات مورد نظر این استاندارد را برآورده نموده­اند. اما چنانچه هر کدام از دو نمونه­ برداشته شده در آزمونها مردود شود، بدین معناست که سایر ملحقات همان نوع موضوع قرارداد نیز قادر به برآورده نمودن الزامات استانداردنشده­اند.

معرفی کاربردهای مفصل در شبکه های انتقال و توزیع برق

معرفی کاربردهای مفصل در شبکه های انتقال و توزیع برق:

جهت اتصال دو کابل به يکديگر (چه به جهت ادامه کابل کشي و چه به علت گرفتن انشعاب) از مفصل استفاده مي شود که از kV 1 تا kV 500 کاربرد دارند. بدیهی است هر گونه خلل در عملکرد صحیح تجهیزات موصوف، به منزله از مدار خارج شدن بخش از شبکه قدرت بوده و با توجه به زمانبر و پیچیده بودن عیب یابی و رفع عیب در سیستمهای دفن شده کابلی، خسارات مادی و معنوی قابل توجهی به مشترکین و شرکتهای تولید، انتقال و توزیع نیروی برق وارد خواهد گردید. عمل اصلي يک مفصل علاوه بر اتصال کابل ها و انتقال نيرو، کنترل ميدان هاي الکتريکي در محل اتصال و انتهاي کابل است که اين کار با قرار دادن يک پوشش Stress Control روي کابل در محل اتصال انجام مي شود. در صنعت برق براي ساخت مفصل از تکنولوژي هاي زير که هر کدام مزاياي خاص خود را دارد، استفاده مي شود:

مفصل حرارتي (Heat Shrink)
مفصل سرد Cold) (Shrink
فصل فشاري (Slip on)
مفصل رزيني (Resin joint)
مفصل نواري (Tape joint)

در مفصل حرارتي از تيوپ هاي حرارتي استفاده مي شود. اين تيوپ ها از مواد پلي اولفين، که عايق الکتريکي بوده و مشخصات مکانيکي بسيار خوبي دارند، ساخته شده است. اين تيوپ ها در اثر حرارت بالاي 125° C منقبض و قطر آنها تا اندازه مشخص کاهش مي يابد. در مفصل هاي رزيني از دو نوع رزين مختلف با کيفيت بالا استفاده مي شود اين دو نوع زرين در يک بسته, به صورت تفکيک شده از يکديگر قرار دارند که به هنگام نصب مفصل با يکديگر مخلوط مي شوند. در مفصل هاي نواري از نوارهاي مختلف به عنوان عايق و روکش نهايي حرارتي به عنوان محافظ مکانيکي استفاده مي شود. در مفصل هاي سرد و فشاري از سيليکون رابر استفاده شده است که از جديد ترين پليمرهاي مورد استفاده در صنعت برق است و با داشتن مشخصات منحصر به فرد، جهت استفاده در ولتاژ هاي متوسط و بالا بسيار مناسب مي باشد. 

سلام دوستان

ضمن عرض پوزش بابت اینکه بدلیل مشکلات کاری، طی چند ماه گذشته امکان به روز کردن وبلاگ فراهم نشد، امیدوارم  منبعد با ارائه مطالب جدید در خدمت دوستان گرامی باشم

فن آوری جدید در تشخیص کرونای خطوط انتقال در روز روشن

فن آوری جدید در تشخیص کرونای خطوط انتقال در روز روشن

منبع : موسسه EPRI (اخذ شده از پایگاه اطلاع رسانی خدمات مهندسی آب و برق)

پدیده کرونا ممکن است در اثر بوجود آمدن خطا در خطوط انتقال و یا اشکالات فنی در مقره ها و یا یراق آلات خط و پست رخ دهد. حداقل مشکل ایجاد شده توسط کرونا نویز شنیداری و اختلالات رادیویی است که منجر به نارضایتی شهروندان می گردد. تاکنون مشکل اساسی این بوده است که منابع کرونا را چگونه می توان بصورت دقیق و کار آمد تشخیص داد. روشهای تشخیص بوسیله نویز شنیداری و اختلالات رادیویی اغلب جهت تشخیص کرونا مورد استفاده قرار گرفته اند ولی این روشها قادر به تشخیص محل دقیق وقوع پدیده کرونا نمی باشند. جهت بدست آوردن اطلاعات بیشتر درباره پدیده کرونا مانند منبع، نوع و دامنه آن، شرکت های برق ناچار ب انجام این کار در شب می باشند زیرا دستگاههای موجود برای این منظور در تاریکی قادر به تشخیص کرونا هستند. این عملیات مشکل، گران و غیر مؤثر می باشد.

دوربین کرونائی Day Cor  که بتازگی توسط موسسه EPRI ابداع گردیده است علاوه براینکه امکان تشخیص و محل یابی پدیده کرونا را در روشنایی روز بسادگی فراهم می کند قادر به تشخیص آتش سوزی در مکانهای صنعتی و همچنین تشخیص شعله های آتش هیدروژن و الکل که غیر نمایان می باشند است. این طرح با موفقیت هم در آزمایشگاه و هم در محل آزمایش شده است. آزمایش اولیه در بهار سال 1999 انجام گرفت که در آن از نمونه اولیه این دوربین جهت تشخیص کرونا روی خطوط انتقال، دکل ها، یراق آلات خط، مقره ها و تجهیزات پست استفاده شد.

انتظار می رود که این دوربین در اواخر سال 2000 وارد بازار فروش گردد. استفاده از این دوربین جدید آسان، اقتصادی و مناسب می باشد زیرا از این دوربین می توان هم در روز و هم در شب از روی زمین و یا هوا بوسیله هلیکوپتر بطور مؤثر استفاده نمود. مکانیزم عملکرد این طرح در شکل (1) آمده است. این طرح از دو واحد تصویرگر تشکیل شده است. تصویرگر نمایان که تصاویر مربوط به تجهیزاتی که پدیده کرونا در آنها رخ می دهد را برداشته و این تصاویر قابل رویت می باشند. تصویرگر غیرنمایان تصاویر غیرقابل مشاهده کرونا را تصویربرداری می کند. این تصاویر با هم ترکیب می شوند و به کمک پروسه پردازش طیفی تصویر کرونا برروی تصویر تجهیزات خط انتقال منطبق و بدین وسیله محل تخلیه کرونا مشخص می گردد.

در این دوربین از یک فیلتر جهت بلوکه کردن تشعشعات خورشیدی استفاده شده است تا امکان تصویر گری در روز روشن به راحتی فراهم گردد.

شکل (1) : نحوه عملکرد دوربین DayCor

منبع : موسسه EPRI

        شرکت Ofil  - سایت خبری Daycor

آدرس:             http://www.epri.com 

http://www.daycor.com   

ابداع برقگیرهای نوع آویزی برای خطوط انتقال

ابداع برقگیرهای نوع آویزی برای خطوط انتقال

منبع : شرکت برق توکیو – ژاپن – بخش تحقیق و توسعه  

با وقوع “ انقلاب اطلاعات  ”در جهان امروز، قابلیت اطمینان در سیستم های قدرت بیش از پیش مورد نیاز و توجه است. در این میان حفاظت شبکه در برابر قطعی های ناشی از وقوع خطا در خطوط انتقال، اهمیت بسزایی دارد. بیش از نصف کل خطاهای الکتریکی در خطوط انتقال ناشی از صاعقه می باشد. برای جلوگیری از این خطا ها، شرکت برق توکیو در ژاپن، برقگیر های نوع آویزی را ابداع کرده است.یک برقگیر خط نوع آویزی دارای قرص های Zno  در چترک های عایقی خویش است. به این ترتیب مقره کار یک برقگیر و وظایف الکتریکی و مکانیکی خود را به عنوان عایق خط همزمان انجام می دهد. این برقگیر ساختاری همانند مقره های موجود دارد بنابراین براحتی می توان آن را با مقره های قدیمی تعویض کرد.

 

به دنبال تست این برقگیر در آزمایشگاه و در میدان، برای ارزیابی قابلیت اطمینان و عملکرد بلند مدت از آنها در یک خط 66 کیلو ولت استفاده شده است. همچنین حدود 500 عدد از این برقگیر ها در خطوط 66 کیلو ولت و 154 کیلو ولت به خدمت گمارده شده اند. شکل – 1 ساختمان این برقگیر را نشان می دهد.

 

 

منبع :   شرکت برق توکیو – ژاپن – بخش تحقیق و توسعه

آدرس: http://www.tepco.co.jp 

 

 

 

 

تصاویری از تجهیزات سیم کشی خطوط هوایی انتقال نیروی برق

 

تصاویری از تجهیزات سیم کشی خطوط هوایی انتقال نیروی برق 

وینچ (دستگاه کشنده)

این دستگاه برای جلوگیری از ضربه زدن و آسیب دیدن سیم بکار میرود و سیم را با نیروی یکنواختی می کشد.

دینامومتر (کنترل نیروی کشش اعمالی)

 

برای کنترل میزان نیروی کشش اعمالی به سیم در دمحل کشیدن و تنظیم فلش (شکم) سیم بکار میرود. 

ترمز

پولی

پولی روی دکل بسته شده و سیم از داخل شیار آن عبور نموده و با اصطکاک کم کشیده می شود و در نتیجه کشش بیش از حد و آسیب دیدن سیم اتفاق نمی افتد.

سیم بکسل فولادی (سیم سیاه)

رولر(قرقره ای که روی زمین و در محل تماس سیم با زمین نصب می شود تا از تماس سیم با زمین و آسیب دیدگی آن جلوگیری نماید) 

 موتور پرس هیدرولیکی (پرس کردن سیم به کلمپ انتهایی و پرس میانی)

 

محفظه قالبهای پرس کلمپ انتهایی و پرس میانی

 

کاتر (برش سیم هادی و محافظ)

  

comealong

 

نردبان سیم کشی 

 

 

جورابی و دو پا 

 

 

بهينه سازي ابعاد وزن دكلها

بهينه سازي ابعاد وزن دكلها

وقتي‌ هدف‌، بهينه‌سازي‌ ابعاد و وزن‌ دكلهاي‌ خطوط انتقال‌ نيرو باشد، طبيعي‌ است‌عوامل‌ مختلفي‌ از جمله‌ مشخصه‌ هاديها، آرايش‌ فازها و فاصله‌ آنها تا دكلها در اين‌ امردخالت‌ دارد. گرچه‌ نقش‌ هر يك‌ از عوامل‌ جوي‌ و محيطي‌، بسيار مهم‌ است‌، اما فاصله‌هاديها تا بدنه‌ يا بازوي‌ برجها، نقش‌ مؤثرتري‌ را در طراحي‌ ابعاد و وزن‌ دكلها يا برجهاي‌خطوط انتقال‌ نيرو دارد.
در اين‌ نوشتار ضمن‌ بررسي‌ عوامل‌ مختلف‌ در محاسبه‌ فواصل‌ فازي‌، تأثير آنها درطراحي‌ دكلهاي‌ موجود نيز مورد بحث‌ و بررسي‌ قرار گرفته‌ است‌. همچنين‌ ابعاد دكلهاي‌طراحي‌ شده‌ در كشور ايران‌ با چند نمونه‌ از دكلهاي‌ مربوط به‌ خطوط انتقال‌ نصب‌ شده‌ درچند كشور خارجي‌ مقايسه‌ شده‌ است‌. نتايج‌ اين‌ بررسيها نشان‌ مي‌دهد در طراحي‌ دكلهاي‌ خطوط انتقال‌ نيرو، فواصل‌ فازها از بدنه‌ دكلها و از يكديگر، بيشتر از حد مورد نيازاست‌ كه‌ اين‌ امر نشانگر در نظر گرفتن‌ ضريب‌ اطمينان‌ بالا بوده‌ كه‌ موجب‌ افزايش‌ وزن‌آنها و در نتيجه‌ قيمت‌ خطوط انتقال‌ نيرو مي‌شود.
گرچه‌ ابعاد و وزن‌ دكلها به‌ عوامل‌ بسيارمتعددي‌ از جمله‌ فاصله‌ اسپن‌، سرعت‌ و زاويه‌وزش‌ باد، ضخامت‌ يخ‌، وزن‌ و قطر هادي‌ وعوامل‌ ديگر وابسته‌ است‌ اما در يك‌ شرايطمعين‌، فواصل‌ فازها يكي‌ از عوامل‌ مهم‌ ومؤثر در طراحي‌ دكلهاي‌ خطوط انتقال‌ نيرواست‌. با افزايش‌ فاصله‌ هاديها از بدنه‌ يا بازوي‌ دكلها، نيروي‌ تحميلي‌ بر آنها تغيير مي‌كند كه‌ اين‌ امر سبب‌ افزايش‌ ابعاد، وزن‌ وقيمت‌ آنها مي‌شود. توجه‌ به‌ اين‌ بخش‌ از طراحي‌، مي‌تواند عامل‌ مؤثري‌ در كاهش‌هزينه‌هاي‌ مربوط به‌ ساخت‌ دكلها و در نتيجه‌سرمايه‌گذاري‌ خطوط انتقال‌ نيرو باشد.

بررسي‌ فواصل‌ فازي‌ در مراجع‌ مختلف‌نشان‌ مي‌دهد با وجود مدلها و روابط متعددي‌ كه‌ براي‌ محاسبه‌ فواصل‌ فازي‌ ارايه‌ شده‌ است‌، در عمل‌ فواصل‌ فازها حتي‌ در شرايط محيطي‌ يكسان‌، برابر نيست‌ كه‌ وجود دكلهاي‌ متنوع‌ با ابعاد و وزن‌ مختلف‌ درشبكه‌هاي‌ برق‌رساني‌ ايران‌ مؤيد اين‌ مطلب‌ است‌. لذا با توجه‌ به‌ اهميت‌ فواصل‌ فازها وجاي‌گذاري‌ هاديها در طراحي‌ دكلها، پهناي ‌باند عبور و در نتيجه‌ سرمايه‌گذاري‌ خطوط انتقال‌ نيرو، در اين‌ نوشتار مورد بحث‌ و بررسي‌قرار مي‌گيرد.

معيار انتخاب‌ فواصل‌ فازي‌
در خطوط انتقال‌ نيرو فاصله‌ فازها تا بدنه‌برجها يا فاصله‌ فاز تا فاز به‌ عوامل‌ متعددي‌ ازجمله‌ اضافه‌ ولتاژها، شرايط جوي‌ و محيطي‌ وساير مشخصات‌ فني‌ خطوط، وابسته‌ است‌ امابه‌ هر حال‌ دامنه‌ تغييرات‌ آن‌ قابل‌ محاسبه‌است‌. از طرفي‌ با توجه‌ به‌ اين‌ كه‌ ممكن‌ است‌ اضافه‌ ولتاژها يا پديده‌هاي‌ جوي‌ رخ‌ دهد، لذافاصله‌ فازها مي‌تواند با پذيرش‌ احتمال‌ كم‌ يازياد براي‌ وقوع‌ جرقه‌ در فواصل‌ هوايي‌،افزايش‌ يا كاهش‌ يابد. براي‌ روشن‌ شدن‌مطلب‌، به‌ تأثيرگذاري‌ عوامل‌ مؤثر و مختلف‌در اين‌ زمينه‌ به‌ طور اختصار اشاره‌ مي‌شود.

الف‌) عوامل‌ موثر در فواصل‌ فازي‌
در محاسبه‌ حداقل‌ فاصله‌ فازها تا بدنه‌دكلها عوامل‌ متعددي‌ دخالت‌ دارد كه‌ از جمله‌مي‌توان‌ به‌ اين‌ موارد اشاره‌ كرد:
- ولتاژ خط انتقال‌
- وزن‌ و قطر هاديها
- قطر يخ‌ روي‌ هاديها
- درجه‌ حرارت‌ هاديها
- سرعت‌ و زاويه‌ وزش‌ باد
- شرايط جوي‌ و محيطي‌ مسير
- فلش‌ هاديها
- فاصله‌ پايه‌ها
- قابليت‌ اطمينان‌ يا درصد ريسك‌پذيري‌.
اين‌ عوامل‌ عمدتا در نزديك‌سازي‌فاصله‌ فازها به‌ بدنه‌ دكلها در شرايط وزش‌ باددخالت‌ دارند. اما در هر شرايطي‌، حداقل‌فاصله‌ فازها تا بدنه‌ دكلها در هر جهت‌ نبايد ازرقمي‌ كه‌ از طريق‌ اضافه‌ ولتاژهاي‌ ناشي‌ از كليدزني‌ يا صاعقه‌ به‌ وجود مي‌آيند كمترباشد. شايان‌ ذكر است‌ كه‌ در برخي‌ از مراجع‌،سرعت‌ باد ماكزيمم‌ در زمان‌ وقوع‌ حداكثراضافه‌ ولتاژ، منظور نمي‌شود.

ب‌) حداقل‌ فاصله‌ افقي‌ هادي‌ تا دكل‌
در جاي‌گذاري‌ هاديها در روي‌ دكلها بايددقت‌ شود كه‌ فاصله‌ هاديها با بدنه‌ يا بازوي‌دكلها در هيچ‌ قسمت‌، از مقدار مشخصي‌،كمتر نباشد اين‌ فاصله‌ تابعي‌ از مقدار اضافه ‌ولتاژهاي‌ ناشي‌ از صاعقه‌ و كليدزني‌ و درصد ريسك‌پذيري‌ است‌. براي‌ محاسبه‌ حداقل‌فاصله‌ هوايي‌ يا فاصله‌ هادي‌ تا بدنه‌،مي‌توان‌ از اين‌ روابط استفاده‌ كرد:
رابطه‌ (2) نيز حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ از ديدگاه ‌اضافه‌ ولتاژ ناشي‌ از صاعقه‌ را نشان‌ مي‌دهد:
در اين‌ رابطه‌ داريم‌:
LS - حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ بر مبناي‌ اضافه‌ولتاژ كليدزني‌ به‌ متر
VS - اضافه‌ ولتاژ ناشي‌ از كليدزني‌ به‌كيلوولت‌
LL - حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ بر مبناي‌ اضافه‌ولتاژ صاعقه‌ به‌ متر
VL - اضافه‌ ولتاژ ناشي‌ از صاعقه‌ به‌ كيلوولت‌
براي‌ محاسبه‌ حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ درهر سطح‌ از ولتاژ لازم‌ است‌، با توجه‌ به‌ مقاديراضافه‌ ولتاژهاي‌ ناشي‌ از كليدزني‌ و صاعقه‌،حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ محاسبه‌ شود.
ضمنا براي‌ سهولت‌ مقايسه‌ و محاسبه‌،حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ مجاز فازها تا بدنه‌دكلها با توجه‌ به‌ روابط (1 و 2) و برحسب‌مقادير مختلفي‌ از اضافه‌ ولتاژهاي‌ صاعقه‌ وكليدزني‌ نيز محاسبه‌ شده‌ است‌. حداقل‌ فاصله ‌هوايي‌، تنها به‌ مقدار ولتاژ بستگي‌ ندارد، بلكه‌تابعي‌ از نوع‌ اضافه‌ ولتاژ نيز است‌. به‌ عبارت‌ديگر اين‌ مطلب‌ نشان‌ مي‌دهد كه‌ ولتاژشكست‌ هوا ضمن‌ اين‌ كه‌ به‌ قدر مطلق‌ ولتاژبستگي‌ دارد، به‌ شكل‌ موج‌ آن‌ نيزوابسته‌ است‌به‌ عبارت‌ ديگر براي‌ مقادير يكساني‌ از اضافه ‌ولتاژهاي‌ صاعقه‌ و كليدزني‌، حداقل‌ فاصله‌هوايي‌ مجاز يا فواصل‌ فازها از يكديگر (يا بابدنه‌ دكلها) براي‌ اضافه‌ ولتاژ كليدزني‌ بيشتراز اضافه‌ ولتاژ ناشي‌ از صاعقه‌ است‌.

فاصله‌ فاز تا بدنه‌ دكل‌
در صورتي‌ كه‌ زنجيره‌ مقره‌ها در اثر وزش‌باد دچار نوسان‌ نشود، حداقل‌ فاصله‌ فاز تا بدنه‌ دكلها را مي‌توان‌ معادل‌ L در نظر گرفت‌كه‌ مقدار آن‌ برابر LL ياLS (هر كدام‌ بزرگترباشد) است‌. اما در عمل‌ وزش‌ باد سبب‌ انحراف‌ زنجيره‌ مقره‌ها به‌ سمت‌ دكلهامي‌شود كه‌ اين‌ اقدام‌ موجب‌ نزديك‌ شدن‌فازها به‌ بدنه‌ يا بازوي‌ دكلها مي‌شود. لذا اگر هدف‌، تعيين‌ محل‌ مناسب‌ براي‌ نصب‌زنجيره‌ مقره‌ها باشد بايد اين‌ مطلب‌ مدنظرقرار گيرد.
شماي‌ كلي‌ بخشي‌ از دكل‌ راهمراه‌ با زنجيره‌ مقره‌ها نشان‌ مي‌دهد. در اين‌شكل‌ fزاويه‌ انحراف‌ زنجيره‌ مقره‌ها، dhميزان‌ پيشروي‌ افقي‌ هاديها به‌ سمت‌ دكل‌ و dvفاصله‌ هادي‌ تا بازوي‌ دكل‌ در حالت‌انحراف‌ زنجيره‌ مقره‌ها و Lin طول‌ زنجيره‌مقره‌هاست‌. با توجه‌ به‌ شكل‌ فوق‌ ميزان ‌پيشروي‌ زنجيره‌ مقره‌ها به‌ سمت‌ بدنه‌ دكل‌ رامي‌توان‌ از رابطه‌ 3به‌ دست‌ آورد.
با توجه‌ مقدار dh حداقل‌ فاصله‌ فاز تا بدنه‌(D) به‌ دست‌ مي‌آيد.
وزش‌ باد علاوه‌ بر اين‌ كه‌ فاصله‌ افقي‌ هاديهاتا دكل‌ را كاهش‌ مي‌دهد، سبب‌ كاهش‌فاصله‌ عمودي‌ هاديها تا بازوي‌ دكل‌ (dv) نيزمي‌شود. لذا در انتخاب‌ طول‌ زنجيره‌ مقره‌هابايد دقت‌ شود كه‌ هيچ‌ وقت‌ مقدار dv از Lكمتر انتخاب‌ نشود. اما اگر مقدار dv از حدمجاز كاهش‌ يابد طول‌ زنجيره‌ مقره‌ها بايد باتوجه‌ به‌ رابطه‌ (6) اصلاح‌ شود:
با جاي‌گذاري‌ مقدار معادل‌ Lin در رابطه‌ (5)مقدار D به‌ صورت‌ روابط (7) و (8) محاسبه‌ مي‌شود.
زاويه‌ انحراف‌ زنجيره‌ مقره‌ها را مي‌توان‌ ازرابطه‌ (9) به‌ دست‌ آورد. در اين‌ رابطه‌ Vسرعت‌ وزش‌ باد برحسب‌ متر بر ثانيه‌، dقطرهادي‌ بر حسب‌ متر، w وزن‌ يك‌ متر از طول‌هادي‌ برحسب‌ كيلوگرم‌ و Sh و Svاسپنهاي‌ بادو وزن‌ است‌.
همان‌ طور كه‌ ملاحظه‌ مي‌شود فاصله‌ هاديهاتا بدنه‌ دكلها به‌ سرعت‌ باد، شرايط آب‌ وهوايي‌ منطقه‌، نوع‌ هادي‌ و فاصله‌ دكلهاوابسته‌ است‌. به‌ عبارت‌ ديگر هر چه‌ زاويه‌انحراف‌ زنجيره‌ مقره‌ها بيشتر باشد فاصله ‌فازها بايد زيادتر انتخاب‌ شود. در شرايطمتعارف‌، مقدار tanf در محدوده‌ 4/0 تا 6/0 تغيير مي‌كند، لذا در اين‌ حالتها مقدار Kدرمحدوده‌ 4/1 تا 6/1تغيير مي‌كند (اگر زنجيره‌مقره‌ها به‌ صورت‌ V شكل‌ نصب‌ شود K حدود
1/1 تا 2/1 خواهد بود) لذا با توجه‌ به‌ مقاديراضافه‌ ولتاژهاي‌ مندرج‌ در جدول‌ (1) و در نظرگرفتن‌ K مساوي‌ 1/1 و 1/4 براي‌ آرايش‌ Vو I مقره‌ها، حداقل‌ فاصله‌ هاديها تا بدنه‌دكلها (D) محاسبه‌ و نتيجه‌ در جدول‌ (3) درج‌شده‌ است‌. در اين‌ محاسبات‌ براي‌ ولتاژ 400كيلوولت‌ از مقدار ماكزيمم‌ Ls و براي‌ سايرسطوح‌ ولتاژ از ارقام‌ ماكزيمم‌ LL استفاده‌ شده‌است‌.
لازم‌ به‌ توضيح‌ است‌ كه‌ تنظيم‌ فاصله‌هاديها در سر دكلها به‌ معني‌ مناسب‌ بودن‌فواصل‌ فازي‌ در خط انتقال‌ نيست‌، بلكه‌ بايدفاصله‌ فازها در وسط پايه‌ها نيز كنترل‌ شود.چون‌ ممكن‌ است‌ در اثر وزش‌ باد، فواصل ‌هاديها از حد مجاز كمتر شود. در چنين‌شرايطي‌، بايد فاصله‌ هاديها در سر دكلهابيشتر از ارقام‌ محاسبه‌ شده‌ منظور شود تا در وسط پايه‌ها مشكلي‌ ايجاد نشود.

فواصل‌ فازي‌
براي‌ بررسي‌ فواصل‌ فازي‌ متداول‌ درخطوط انتقال‌ نيروي‌ كشور، مقادير فواصل‌هوايي‌ و فازي‌ كه‌ از روش‌ محاسباتي‌ فوق‌ به‌دست‌ آمده‌ است‌ با مقادير مشابه‌ آنها كه‌ درمراجع‌ مختلف‌ درج‌ شده‌ مورد مقايسه‌ قرار مي‌گيرد. در ادامه‌ نوشتار مقادير مربوط به‌ اين‌عوامل‌ ارزيابي‌ مي‌شود.
الف‌) فواصل‌ فازها در دكلهاي‌ شبكه‌برق‌رساني‌ كشور
بررسي‌ دكلهاي‌ نصب‌ شده‌ در سطح‌شبكه‌هاي‌ برق‌رساني‌ كشور، نشان‌ مي‌دهدكه‌ ابعاد آنها داراي‌ تفاوتهاي‌ محسوسي‌ است‌.گرچه‌ بخشي‌ از اين‌ اختلافات‌ مربوط به‌شرايط آب‌ و هوايي‌ منطقه‌ است‌، اما قسمت‌ديگر به‌ ناهماهنگ‌بودن‌ معيارهاي‌ طراحي‌ ازجمله‌ انتخاب‌ ضرايب‌ اطمينان‌ طراحي‌مرتبط مي‌شود. جدول‌ (4) دامنه‌ تغييرات‌فواصل‌ فازها در چند نمونه‌ از دكلهاي‌ خطوطانتقال‌ نيروي‌ كشور را نشان‌ مي‌دهد.
ب‌) مقادير واقعي‌ در چند خط انتقال‌خارج‌ از كشور
براي‌ نتيجه‌گيري‌ بهتر، وضعيت‌ فاصله‌فازي‌ در چند نمونه‌ از خطوط انتقال‌ نيرو نصب‌شده‌ در كشورهاي‌ اروپايي‌ و آمريكايي‌ كه‌ ازمراجع‌ مختلف‌ استخراج‌ شده‌ مورد مطالعه‌ قرارگرفت‌. با توجه‌ به‌ بررسيهاي‌ انجام‌ شده‌، فاصله‌ هاديها تا بدنه‌ دكلها محاسبه‌ و نتيجه‌در جدول‌ (5) درج‌ شد. همان‌ طور كه‌ از اين‌جدول‌ پيداست‌ اختلاف‌ محسوسي‌ بين‌ ارقام ‌اين‌ جدول‌ با ديگر مراجع‌، وجود دارد. گرچه‌بخشي‌ از اين‌ اختلافات‌ مربوط به‌ شرايط آب‌ وهوايي‌ مسير است‌ اما عامل‌ ديگر، تفاوت‌ در بكارگيري‌ معيارهاي‌ طراحي‌ است‌.
ج‌) حداقل‌ مجاز در NESC
از آن‌ جا كه‌ هدف‌، مقايسه‌ فواصل‌ هوايي‌محاسبه‌ شده‌ در مراجع‌ مختلف‌ است‌، لذامقادير توصيه‌ شده‌ توسط NESCنيز موردبررسي‌ و مقايسه‌ قرار مي‌گيرد. البته‌ چون‌ دراين‌ مرجع‌ ولتاژهاي‌ معادل‌ سطوح‌ ولتاژ استاندارد كشور وجود ندارد، لذا فواصل‌ هوايي‌ولتاژهاي‌ نزديك‌ (سطوح‌ ولتاژ 69 ، 138 و 230)، انتخاب‌ و فواصل‌، با توجه‌ به‌سطوح‌ ولتاژ كشور، اصلاح‌ شده‌ است‌. جدول‌(6) حداقل‌ فاصله‌ هوايي‌ مجاز و فاصله‌ هادي‌تا دكل‌ را در چهار سطح‌ ولتاژ استاندارد كشورايران‌ نشان‌ مي‌دهد.

مقايسه‌ فواصل‌ فازي‌
بررسيهاي‌ انجام‌ شده‌ در اين‌ نوشتارنشان‌ مي‌دهد روشهاي‌ بكار گرفته‌ شده‌ درمراجع‌ مختلف‌ براي‌ محاسبه‌ فواصل‌ فازي‌،متفاوت‌ بوده‌ كه‌ اين‌ امر باعث‌ بروز اختلافات‌محسوسي‌ در مقادير فاصله‌ فازها تا بدنه ‌دكلها شده‌ است‌.
با توجه‌ به‌ آن‌ چه‌ گفته‌ شد و براي‌ سهولت‌مقايسه‌، نتايج‌ مطالعات‌ انجام‌ شده‌ دربخشهاي‌ قبلي‌ در جدول‌ (7) درج‌ شده‌ است‌.در اين‌ جدول‌ حالتهاي‌ اول‌، دوم‌، سوم‌ و چهارم‌مربوط به‌ اين‌ شرايط است‌:
- حالت‌ اول‌: نتايج‌ محاسبات‌
- حالت‌ دوم‌: استاندارد NESC
- حالت‌ سوم‌: خطوط نصب‌ شده‌ در چند كشورخارجي‌
- حالت‌ چهارم‌: خطوط نصب‌ شده‌ در شبكه‌برق‌رساني‌ ايران‌ .
گرچه‌ بخشي‌ از اختلاف‌ ارقام‌ موجود دراين‌ جدول‌ مربوط به‌ شرايط محيطي‌ است‌، امابه‌ هر حال‌ فواصل‌ هاديها تا دكلهاي‌ خطوطنصب‌ شده‌ در كشور ايران‌ از حد متعارف‌ بيشتراست‌ كه‌ بايد مورد بازنگري‌ و ارزيابي‌ قرارگيرند.
با توجه‌ به‌ اين‌ كه‌ بهينه‌سازي‌ ابعاد و وزن‌دكلها يا برجهاي‌ خطوط انتقال‌ نيرو بدون‌بكارگيري‌ معيارهاي‌ مناسب‌ در محاسبه‌فواصل‌ فازي‌ ميسر نيست‌ لذا بايد اين‌ اقدام‌مهم‌ در طراحي‌ خطوط انتقال‌ نيرو بخصوص‌ طراحي‌ دكلها به‌ طور جدي‌ مورد توجه‌ قرارگيرد. بديهي‌ است‌ استانداردهاي‌ دكلهاي‌خطوط انتقال‌ نيرو بدون‌ توجه‌ به‌ اين‌ مهم‌، نمي‌تواند از مطلوبيت‌ كافي‌ برخوردار باشد.

نتيجه‌:
بررسيهاي‌ مقدماتي‌ انجام‌ شده‌ در اين‌نوشتار نشان‌ مي‌دهد كه‌ معيارهاي‌ موجودبراي‌ محاسبه‌ فواصل‌ فازي‌ در كشور داراي‌ضريب‌ اطمينان‌ بالايي‌ است‌ كه‌ اين‌ امر سبب‌افزايش‌ بي‌مورد ابعاد و وزن‌ دكلهاي‌ خطوطانتقال‌ نيرو مي‌شود.
بررسي‌ و مقايسه‌ فواصل‌ فازي‌ ابعاددكلهاي‌ خطوط انتقال‌ نيروي‌ موجود در كشورايران‌ با تعدادي‌ از مراجع‌ نشان‌ مي‌دهد كه‌ دربسياري‌ موارد امكان‌ كاهش‌ ابعاد آن‌، ميسراست‌. از آن‌ جا كه‌ مشخصات‌ فني‌ دكلها مستقيما به‌ فواصل‌ فازها تا بدنه‌ دكل‌ ودرنتيجه‌ به‌ نيروهاي‌ تحميلي‌ بر آنها وابسته‌است‌، به‌ طور طبيعي‌ بهينه‌سازي‌ ابعاد و وزن‌دكلها بدون‌ انتخاب‌ معيار مناسب‌ براي‌ تعيين‌فواصل‌ فازي‌ ميسر نيست‌، بنابراين‌ توصيه‌ مي‌شود در بازنگري‌ استاندارد دكلهاي‌ مربوطبه‌ خطوط انتقال‌ نيروي‌ كشور به‌ اين‌ نكته‌مهم‌ توجه‌ شود.

دكتر قدرت‌ا...حيدري‌

منابع‌:
1- قدرت‌ا...حيدري‌، كتاب‌ طراحي‌ الكتريكي‌خطوط انتقال‌ نيرو، انتشارات‌ تابش‌ برق‌،شركت‌ برق‌ منطقه‌اي‌ تهران‌، بهمن‌ 1379.
2- قدرت‌ا...حيدري‌، >نقش‌ قيمت‌ زمين‌ درآرايش‌ هاديها، شكل‌ برجها و ولتاژ خطوطانتقال‌ نيرو3- P.P.Rawliey,"Transmission anddistribution",Katson Publishing Ho-use, Second edition, June 1982,India.
4- Transmission Line referencebook, 345KV and above, ElectricPower Research Institute (EPRI)second edition , 1982, Palo Alto,California, USA.
5- Turan Gonen, "Modern PowerSystem Analysis", A.Willey- Inte-rnational Publication , John Wileyand Sons, 1987.
6- A.J.Pansini, "Basics of ElectricalPowr Transmission",by Prentice Hall,Inc., Englewood Cliffs, New Jersy,1990.
7- Proceeding of Compact trans-mission Line, CIGRE symposium,Lenningrad-Russia, 1991.
8- Gh.Heidari, M.Heidari, "Effect ofLand price on transmission linedesign", CIGRE, Paris, Sept.2002.

ماهنامه صنعت برق

 

یا مقلب قلب یاران شاد کن

یا مدبر خانه ها آباد کن

یا محول احسن الحالی نما

قلبها را از بدی خالی نما

بر سر سفره احساس اگر جایی هست، سخن ساده تبریک مرا جای دهید ....

دوستان و هموطنان عزیز، ضمن تبریک آغاز سال ۱۳۸۹، سالی سرشار از تندرستی و کامروایی برای همه ایرنیان عزیز و کلیه پارسی زبانان و آنانیکه نوروز را جشن می گیرند آرزومندم.

توضیحاتی در باره حریم خطوط انتقال، فوق توزیع و توزیع برق در ایران

توضیحاتی در باره حریم خطوط انتقال، فوق توزیع و توزیع برق در ایران

برای روشن شدن موضوع در ابتدا لازم است تعاریفی از چند اصطلاح رایج ارائه شود. ضمناً در ادامه برای جلوگیری از تکرار متوالی عبارات، واژه «خط» بجای واژه « خطوط انتقال، فوق توزیع و توزیع برق» بکار می­رود:

1-      محور خط: خطی فرضی است که مراکز برجها (پایه­های) خط را به هم وصل می­کند.

2-     مسير خط: نواری است روی زمین و به موازات محور خط که حد خارجی آن در دو طرف، تصویر هادیهای(سیمهای فاز) جانبی خط روی زمین می­باشد.

3-     حريم درجه يک: دو نوار در طرفین مسیر خط و متصل به آن که عرض هر کدام را حریم درجه یک می­نامند. حریم درجه یک از فازهای جانبی محاسبه می­گردد.

4-     حریم درجه دو: دو نوار است در طرفین حریم درجه یک و متصل به آن که فاصله افقی حد خارجی آن از محور خط را حریم درجه دو می­نامند.

5-     اسپن: فاصله افقی بین دو پایه متوالی را اسپن گویند.

 نکات مهم در خصوص ایجاد مستحدثات و سایر تأسیسات در حریم خطوط انتقال و توزیع برق:

حريم درجه يک:

اقدام به هرگونه عملیات ساختمانی و ایجاد تأسیات مسکونی، دامداری یا باغ، درختکاری و انبارداری تا هر ارتفاع ممنوع می­باشد و فقط زراعت فصلی و سطحی و حفر چاه و قنات و راه سازی و شبکه آبیاری، مشروط براینکه سبب ایجاد خسارت برای تأسیسات خط نگردد با رعایت اصول حفاظتی به منظور جلوگیری از بروز خطرات جانی و مالی بلامانع است.

در خصوص حفر چاه و قنات و راه سازی و ایجاد شبکه آبیاری لازم است قبلاً از مسئولین برق مربوطه مجوز کتبی اخذ گردد اما در هر صورت ایجاد شبکه آبیاریو حفر چاه و قنات و راه سازی در اطراف پایه های (برجها) خط نباید در فاصله کمتر از 3 متر از فونداسیون
پایه­ها انجام گیرد.

 

حريم درجه 2:

در حریم درجه 2 فقط ایجاد تأسیسات ساختمانی اعم از مسکونی، صنعتی و مخازن سوخت تا هر اذتفاع ممنوع می­باشد.

 

جدول حریم خطوط انتقال نیرو:

ولتاژ خطوط به کیلومتر
400	230	132	63	33	20	11
20	17	15	9	5	3	3	حریم درجه یک (متر)
50	40	30	20	15	5	5	حریم درجه دو (متر)

 

بر اساس بخشنامه ­های جدید مورخ 25/12/83 و 20/4/84، شرکتهای برق منطقه ­ای مجازند، بجز سطح ولتاژ 20 کیلوولت، نسبت به حذف حریم درجه 2 و کاهش حریم درجه یک بر اساس جدول ذیل اقدام نمایند، مشروط بر اینکه ضمن رعایت نکات ایمنی، اطمینان لازم و کافی نسبت به توانایی دکلها و کفایت فواصل آنها حاصل شده باشد.

لازم بذکر است در این حالت میزان حریم متناسب با فواصل بین دکلها (اسپن) می باشد.

ردیف ولتاژ (کیلوولت)	فاصله دو پایه متوالی خطوط هوایی نیروی برق
	تا 120 متر	تا 200 متر	از 200 متر تا 250 متر	از 250 متر تا 300 متر	از 300 متر به بالا
33	5/3
63		9	10	12	13 (بدون تخفیف)
132		5/10	5/11	5/13	15 (بدون تخفیف)
230		12	13	5/14	17 (بدون تخفیف)
400		14	16	5/17	20 (بدون تخفیف)

 

نقش افزایش مدارات خطوط انتقال انرژی الکتریکی در کاهش باند حریم اشغال شده

 

قبل از هر توضیحی ذکر این نکته ضروری است که محاسبات با دو پیش فرض ذیل انجام شده است: 

۱- حریمها براساس بخشنامه شماره 8840/30/100 مورخ 84/2/20 مقام محترم وزارت نیرو،

(حریم درجه 2 حذف و تخفیف در حریم درجه متناسب با طول اسپن) تهیه گردیده است.

۲- طول اسپنها بیش از 300 متر فرض شده و در نتیجه حریمها بدون تخفیف اعمال شده است.

* میزان باند حریم اشغال شده توسط یک خط انتقال ۲۳۰ کیلوولت دو مداره  و یک خط

 ۶۳ کیلوولت دو مداره که در مجاورت هم احداث گردیده است (حریم خطوط هیچگونه اورلپی ندارند): 

مشاهده میگردد که باند حریم اشغال شده در این حالت ۵/۷۸ متر است.

 

*  میزان باند حریم اشغال شده توسط یک خط انتقال ۲۳۰ کیلوولت دو مداره و یک خط ۶۳ کیلوولت

 دو مداره که در مجاورت هم احداث گردیده است بطوریکه باند حریم خطوط ۲۳۰ کیلوولت و ۶۳

کیلوولت در در یک سمت دارای همپوشانی میباشند:

مشاهده میگردد که باند حریم اشغال شده در این حالت از ۵/۷۸ متر به ۵/۶۵ متر کاهش

یافته است.

 

* احداث خط چهار مداره ۲۳۰ و ۶۳ کیلوولت:

ارگونومي‌ محل‌ كار

ارگونومي‌ محل‌ كار

       از نيروي انساني به عنوان باارزش­ترين منابع هر سازمان ياد مي­شود. با توجه به  اهميت حفاظت  از اين منبع با ارزش همچنين مشكلاتي كه درصورت بروز آسيبها گريبانگير مصدومين و خانواده آنها ، سازمان و همكاران افراد حادثه ديده شده و موجب اتلاف بخشي از منابع و سرمايه­هاي شركت مي­گردد ، لازم است كارفرما بر اساس وظايف قانوني و اخلاقي خود در قبال كاركنان ، تمهيداتي جهت كاهش حوادث اتخاذ نمايد. علاوه بر خطراتي كه پرسنل اجرايي را تهديد مي­كند ، كاركنان ستادي نيز در معرض مخاطراتي قراردارند كه مي­تواند منجر به كاهش كارايي ، تحميل هزينه­هاي سنگين درماني و بروز زيانهاي مالي جبران ناپذير (زيانهاي مالي ناشي از تأخير در انجام امور در اثر  مرخصي استعلاجي يا از كار افتادگي پرسنل و ...) گردد. يكي از مهمترين اين خطرات ، آسيبهاي ناشي از  استقرار نامناسب‌ هنگام‌ كار كردن مي­باشد.‌  استقرار نادرست‌ هنگام‌ كار كردن‌، مي‌تواند منجر به‌ صدمات‌ عضلاني‌ اسكلتي‌ شود و روي‌ گردن‌، پشت‌، شانه‌ها، بازوها و انگشتان‌ تاثير سوء بگذارد. در صورتي‌ كه‌ احساس‌ هرگونه‌ ناراحتي‌ مي‌كنيد بايد با پزشك‌ خود مشورت‌ كنيد. در خصوص وضعيت استقرار در هنگام كار كردن ، نكات و سؤالاتي مطرح مي­گردد كه تشريح يا پاسخگويي به آنها و رعايت نكات بهداشتي مطرح شده مي­تواند به كاهش آثار زيان­بار ناشي از استقرار نادرست درهنگام كار كمك شاياني بنمايد.

آيا هنگام‌ نشستن‌ كاملاً راحت‌ هستيد؟

       صندلي‌ راحت‌ و مناسب‌ كشيدگي‌ كمر‌ را كمتر مي‌كند. بايد قادر باشيد، ارتفاع و وضعيت‌ پشت‌ صندلي‌ خود را تغيير دهيد. سعي‌ كنيد هنگام‌ نشستن‌ ، زانوهايتان‌ در سطح‌ ران‌ها‌ قرار گيرند. به‌ منظور جلوگيري‌ از صدمات‌ كمر، هنگام‌ نشستن‌ روي‌ صندلي‌ به‌ حالت‌ راست‌ بنشينيد. اگر صندلي‌تان‌ به‌ اندازه‌ كافي‌ از كمرتان‌ محافظت‌ نمي‌كند ، از يك‌ حوله‌ گرد شده‌ يا يك‌ بالشتك‌ استفاده‌ كنيد تا هنگام‌ نشستن‌ كمر شما وضعيت‌ صحيح‌ به‌ خود بگيرد. صندلي‌ مناسبي‌ براي‌ خود تهيه‌ كنيد. بعد از اين‌ كه‌ صندلي‌تان‌ وضعيت‌ صحيح‌ پيدا كرد ، به‌ پاهايتان‌ نگاه‌ كنيد. آيا آنها بصورت صاف‌ در كف‌ زمين‌ قرار گرفته‌اند؟ ممكن‌ است‌ بخواهيد به‌ پاهايتان‌ استراحت‌ دهيد. اين‌ حالت‌ هرگونه‌ فشار روي‌ مفاصل‌ و عضلات آنها‌ را تسكين‌ مي‌دهد. از انداختن‌ يك‌ پا روي‌ پاي‌ ديگر يا نشستن‌ روي‌ يك‌ پا ، حتماً خودداري‌ كنيد.

‌ موقعيت‌ صفحه‌ مانيتور نسبت به كاربر چگونه بايد باشد؟

       هنگامي‌ كه‌ در يك‌ وضعيت‌ كاملاً راحت‌ نشسته‌ايد ، كامپيوتر شما هم بايد ‌ در‌ وضعيت‌ صحيح‌قرار گيرد. صفحه‌ مانيتور بايد تقريباً 12 تا 30 اينچ‌ (30 تا 75 سانتي‌متر) از چشم‌ شما فاصله‌ داشته‌ باشد. بهترين‌ وضعيت ،‌ قرار دادن‌ كامپيوتر به‌ فاصله­اي معادل‌ طول‌ بازوهاست‌. بخش‌ بالايي‌ صفحه‌ مانيتور بايد حدوداً در سطح‌ چشم‌ها باشد. به‌ منظور قرارگيري‌ در اين‌ وضعيت ،‌ ممكن‌ است‌ نياز باشد كه‌ بايستيد. از تعدادي‌ كتاب‌ براي‌ بالا آوردن‌ مانيتور و‌ دستيابي‌ به‌ بهترين‌ وضعيت‌ كمك‌ بگيريد.

انعكاس‌ صفحه‌ مانيتور و نور آزاردهنده‌ آن‌ چه مضراتي دارد و براي كاهش آن چه بايد كرد؟

       صفحه مانيتور نبايد نور آزاردهنده‌ و شديد داشته‌ باشيد. اين‌ بدان معني‌ است‌ كه‌ موقعيت‌ ‌ مانيتور بايد طوري‌ باشد كه‌ نور و روشنايي‌ از قسمت‌ بالا روي‌ آن نتابد. سعي‌ كنيد‌ مانيتور را طوري‌ قرار دهيد كه‌ با يك‌ زاويه‌ راست‌ نسبت‌ به‌ پنجره‌ قرار گيرد. براي پيدا كردن مناسب­ترين وضعيت ، مانيتور را چند بار بچرخانيد و چند بار در موقعيت‌هاي‌ مختلف‌ امتحان‌ كنيد تا ‌ وضعيت بهينه‌حاصل شود. ممكن‌ است‌ مجبور باشيد ميز خود را كمي‌ حركت‌ دهيد. در صورتي‌ كه‌ تابش‌ نور شديد همچنان وجود داشت‌، از يك‌ فيلتر روي‌ صفحه‌ مانيتور استفاده‌ كنيد. فيلتر را نيز چند بار امتحان‌ كنيد. تنظيم‌ نور تفاوت‌ زيادي‌ در ديدن‌ صفحه‌ مانيتور ايجاد مي‌كند.

آيا وسايل‌ كار بايد به‌ آساني‌ دسترس‌ باشند؟

       وسايل‌ كار مثل‌ تلفن‌ يا منگنه‌ بايد قابل‌ دسترسي‌ و در فاصله‌ اندكي‌ از بدن‌ باشد. مهم‌ است‌ كه‌ به‌ طور مكرر بدن‌ خود را بكشيد و براي‌ برداشتن‌ شي‌ء خم‌ شويد. داشتن‌ بهترين‌ وضعيت‌ بدني باعث مي‌شود تا از كشيدگي بيش از حد بازوها ، شانه‌ و عضلات‌ پشت‌ پيشگيري شود. در صورتي‌ كه‌ مجبوريد مدت‌ طولاني‌ با تلفن‌ صحبت‌ كنيد ، گوشي‌ تلفن‌ را بطور متناوب دست‌ به‌ دست ‌نماييد. تكرار حركت‌ گوشي‌ بين‌ گوش‌ و شانه‌هايتان‌ مي‌تواند منجر به‌ كشيدگي عضلات‌ گردن‌ شود.

  نشستن‌ روبروي‌ صفحه‌ كليد:

       وقتي‌ از صفحه‌ كليد استفاده‌ مي‌كنيد ، مچ‌ دست‌ خود را در وضعيت‌ مستقيم‌ نگهداريد. نبايد مچ دست را به‌ جلو ، پايين‌ يا يك‌ طرف‌ خم‌ كنيد. بازوهاي‌ شما بايد در وضعيت‌ عمودي‌ و پايين‌تر از شانه‌ها باشند. استفاده‌ از حالت‌ استراحت‌ مچ‌ها مي­تواند به‌ شما كمك‌ كند تا از خم‌ شدن‌ ناراحت‌كننده‌ مچ‌ دست‌ جلوگيري‌ كنيد. موس و‌ صفحه‌ كليد بايد تا حد امكان‌ به‌ شما نزديك‌ باشد. بازوها بايد حالت عمودي‌ نسبت به شانه‌ها داشته  و پايين‌تر از شانه‌ها باشند.
پد موس‌ به‌ شما كمك‌ مي‌كند تا مچ‌ دست‌ خود را راست‌ نگهداريد و از خم‌ كردن‌ آزاردهنده‌ جلوگيري‌ مي‌كند. سعي‌ كنيد كار كردن با صفحه كليد را ياد بگيريد و از موس كمتر استفاده نماييد.

استراحت‌ كنيد:

       سعي‌ كنيد زمان‌ كار كردن‌ خود را طوري‌ تنظيم‌ كنيد كه‌ مدت‌ زيادي‌ روبروي‌ كامپيوتر ننشينيد. اگر كار شما عمدتاً با كامپيوتر است‌، به‌طور منظم‌ مدتي‌ استراحت‌ داشته‌ باشيد. هنگام‌ كار طولاني‌ با كامپيوتر، حداقل‌ 5 تا 10 دقيقه استراحت‌ كنيد. به‌ چشم‌هايتان‌ نيز استراحت‌ دهيد و مدت‌ طولاني‌ به‌ صفحه‌ كامپيوتر نگاه‌ نكنيد. مي‌توانيد به‌ مدت‌ چند ثانيه‌ به‌ وسايل‌ ديگر نگاه‌ كنيد.

نكته‌: هنگام‌ كار‌ روي‌ ميز كار ، اگر احساس‌ درد و ناراحتي‌كرديد، كار خود را مدتي‌ قطع‌ و استراحت‌ نماييد. در صورتي‌ كه‌ هنگام‌ كار احساس‌ درد داشتيد، با افرادي‌ كه‌ در وضعيت‌هاي‌ بهتري‌ هستند صحبت‌ كرده‌ تا مشكلات‌ خود را برطرف‌ كنيد. در صورت پايدار بودن‌ علايم‌ و برطرف‌ نشدن ، حتماً با پزشك‌ خود مشورت‌ كنيد.

منبع: سايت سلامتيران http://www.salamatiran.com

موارد مهم ادعاهاي قراردادي پيمانکاران

موارد مهم ادعاهاي قراردادي پيمانکاران

چكيده

مقاله حاضر سعي دارد كه با برشمردن موارد مهم ادعاهاي قراردادي پيمانكاران، يك نگاه پيشگيرانه درجهت جلوگيري از به اختلاف كشيده شدن رابطه پيمانكار و كارفرما ارائه كند.

مقدمه
قراردادهاي اجرايي معمولا در حين اجرا و انجام عمليات ، با توجه به خطا در طرح اوليه ، اشتباه در تهيه و تنظيم اسناد مناقصه ، شرايط پيش بيني نشده و نياز به تطبيق با شرايط اجرايي جديد ، به اصلاح يا صدور متمم احتياج پيدا مي کنند . اگر در باره محدوده کارهاي جديد و هزينه هاي آن و ساير شرايط بين طرفين توافق حاصل شود و الحاقيه لازم امضا و مبادله شود ، مشکل بخصوصي بروز نخواهد کرد. ولي اگر بين طرفين در باره هر يک از عوامل موثر در تغييرات قراردادي توافق به وجود نيايد و اختلاف وجود داشته باشد ، آنگاه اين اختلاف مبناي طرح ادعا و خواسته از جانب مناقصه گران يا پيمانکاران مي شود.
در اغلب موارد ، طرح ادعاهاي پيمانکاران در سطوح بالاتر شرکت کارفرما يعني هيئت مديره ، مطرح و راه حلهاي مقتضي ارائه مي شود ، ولي اگر اين ادعاها در سطوح بالاي مديريتي شرکت به نتيجه نرسد ، بالاجبار طرف مدعي را به سمت مراجع قانوني و قضايي سوق خواهد داد .

تعريف ادعا يا خواسته
ادعا يا خواسته را مي توان به شرح زير تعريف کرد :
« درخواست کتبي با انضمام مدارک قراردادي است، در باره جبران مالي ، زماني‌، يا تحقق ساير شرايط که از نظر قراردادي ، موجب اختلاف درخواست کننده و طرف قرارداد يا کارفرما است » .
موارد ادعاي قراردادي پيمانكاران
ادعاهاي قراردادي پيمانکاران ، موارد مختلفي دارد که به چند نمونه مهم و معمول آن اشاره مي شود تا پيمانکاران و کارفرمايان ، شناخت بيشتري پيدا کرده و در اسناد مناقصه و قراردادها ، روشها و راههاي کاهش رويداد هاي مشکل ساز در اجراي پروژه را پيش بيني کنند .

اشتباهات در اسناد و پيشنهاد مناقصه
وقوع اشتباهات در تهيه و تنظيم اسناد و همچنين پيشنهاد مناقصه يك موضوع نسبتا عادي است . اشتباه و خطا مي تواند به شكلهاي مختلف روي دهد . اشتباهات معمول ، شامل مواردي مانند خطاي محاسباتي يا نوشتاري ، محذوف شدن بعضي رديف ها ، فرضيات اشتباه ، درك متفاوت يا نادرست از مفاهيم و مطالب يا تفسير دوگانه است .
ساير انواع خطاها مربوط به ديدگاه پيمانكار در تنظيم و ارائه پيشنهاد مناقصه است .اين اشتباهات شامل برآورد همراه با خطا در باره مدت اتمام پروژه يا نيروي انساني يا مواد و مصالح و تجهيزات مي شود .
اشتباهات به دليل صرفا" ناديده گرفتن حقايق يا موارد قانوني يا نيازهاي اصلي قرارداد ، در حالت عادي ممري براي خلاصي از عواقب قانوني نخواهد بود . در مواردي كه حيله ، اغفال ، غبن فاحش اتفاق افتاده باشد ، خلاصي از عواقب چنين اشتباهاتي در اكثر كشورها ، بسيار دشوار است.
در اغلب موارد، فرار از عواقب اشتباه در ارائه پيشنهاد مناقصه ، تقريبا" غير ممكن است. در بعضي موارد ممكن است پيمانكاري كه اشتباه فاحش كرده است درخواست تجديد مناقصه كند كه از ديدگاه قانوني پذيرفته نخواهد شد. ولي در صورتي كه كارفرما يا صاحب كار به اين امر رضايت دهد ، شايد براي پيمانكار راهي براي جبران خطا باز شود.
به محض اينكه اشتباه در مناقصه مشخص شد، از ديدگاه پيمانكاري بايستي فوري اين اشتباه به كارفرما به هر وسيله ممكن اطلاع داده و درخواست شود كه مناقصه تجديد و ضمانتنامه شركت در مناقصه باطل شود .
در محاكم داوري يا دادگستري ، بي‌اطلاعي طرفين از مفاد اسناد مناقصه (‌آگاهي نداشتن از بعضي حقايق ) موجب خلاصي از تعهدات قراردادي نخواهد بود . بي اطلاعي طرفين از حقايق ، معادل اشتباه طرفين در باره اسناد مناقصه در نظر گرفته نمي شود .

كارفرما ها و صاحب كاران عمومي يا خصوصي ، براي اطمينان از انجام معامله يا قبول تعهد از جانب پيمانكاران بعد از تعيين برنده مناقصه ، معمولا وديعه‌گذاري تضمين شركت در مناقصه را پيش بيني مي‌كنند . اين تضمين مي تواند سفته با امضاي صاحبان امضاي مجاز با مهر شركت ، وجه نقد ، ضمانتنامه بانكي و چك شركت پيشنهاد دهنده باشد .
مبلغ تضمين شركت در مناقصه بر حسب درصدي از برآورد هزينه اجراي كار يا مبلغ معامله تعيين مي شود، ولي بهتر است در اسناد مناقصه مبلغ تضمين به صورت يك مبلغ ثابت قيد شود .
در ارائه تضمين شركت در مناقصه نيز گاهي اشتباهاتي بروز مي نمايد كه ممكن است در پاره اي موارد به ضرر پيشنهاد دهنده تمام شود . اشكالات تضمين شركت در مناقصه مي‌تواند يكي يا چند مورد از موارد زير باشد :
1 _ مبلغ تضمين مطابق درخواست كارفرما نباشد.
2 _ مدت اعتبار تضمين با اسناد مناقصه تطبيق نداشته باشد .
3 _ نام كارفرما / مناقصه گذار در برگه تضمين به صورت صحيح درج نشده باشد‌.
4 _ تضمين مطابق فرم اسناد مناقصه تهيه نشده باشد .
5 _ عنوان يا شماره مناقصه به صورت دقيق درج نشود .
6 _ تضمين براي مدتي كه در اسناد پيش‌بيني شده ، قابل تمديد نباشد .
7 _ تضمين مشروط باشد .
8 _ صادر كننده تضمين مورد تائيد نباشد‌.
9 _ نام يك طرف اشتباهي قيد شود. ( مثلا نام مشاور يا مدير طرح توزيع كننده اسناد، به جاي كارفرما/خريدار اصلي )
با توجه به اينكه پاكت حاوي تضمين شركت در مناقصه ، اولين پاكتي است که در گشايش پاكت‌هاي مناقصه باز مي شود، بنابراين اشكالات تضمين در همان جلسه اول مناقصه مشخص خواهد شد و اگر نماينده پيشنهاد دهنده در جلسه حضور داشته باشد، معمولا اشكال به وي تذكر داده مي شود تا در مهلت مشخصي اشكال را برطرف كند. بعضي كارفرما ها نقص در تضمين را نمي پذيرند و كل پيشنهاد را رد مي كنند . براي پيشگيري از اين اتفاق لازم است اسناد مناقصه به دقت مطالعه و بررسي و تضمين مناقصه با دقت لازم تهيه شود .
چون تضمين شركت در مناقصه اين امكان و اختيار را به كارفرما/صاحب كار مي‌دهد كه در صورت نپذيرفتن پيشنهاد دهنده براي انجام معامله يا عقد قرارداد ويا وديعه نگذاشتن براي ضمانتنامه انجام تعهدات قرارداد ، تضمين شركت در مناقصه را به نفع خود ضبط كند ، بنابراين در باره صحت و كامل بودن متن و اعتبار تضمين شركت در مناقصه ، دقت و توجه به كار مي برند .

تغيير شرايط كارگاهي
ادعا در باره تغيير در شرايط كارگاهي بعد از عقد قرارداد يكي از ادعاهاي معمول است و اين تغييرات ممكن است در زمان آزمايش خاك و حفر گمانه ها ، خاكبرداري‌،‌ تسطيح و يا احداث ساختمانها و تاسيسات به وجود آيد . تغيير شرايط در كارگاه ، موجب افزايش در هزينه اجرا ، بروز تاخير غير قابل پيش بيني ، لزوم به كارگيري شيوه‌هاي پيچيده فني و در نهايت اختلال در بهره برداري عادي پروژه شود .
اگر در شرايط مناقصه يا قبل از عقد قرارداد شرط شده باشد كه پيمانكار بايستي از محل كار بازديد كند سپس پيشنهاد خود را ارائه دهد، آنگاه ، طرح ادعا از جانب پيمانكار در مورد شرايط كارگاه بسيار دشوار خواهد بود .
در بعضي قراردادهاي اجرايي تاكيد مي شود كه اطلاعات موجود در باره محل اجرا يا كارگاه را كارفرما تهيه كرده و ارائه داده است، بنابراين مسئوليت صحت و دقت آن هم با كارفرما است. در اين حالت در صورتي كه پيمانكار در زمان اجرا با شرايطي متفاوت با اطلاعات منضم به قرارداد روبه‌رو شود، مي تواند ادعا و درخواست هزينه هاي اضافي را مطرح كند‌.
در بعضي موارد هزينه هايي كه پيمانكار بابت آماده سازي كارگاه براي اجراي عمليات مي پردازد، سنگين و قابل ملاحظه است بنابراين لازم است در هنگام برگزاري مناقصه و ارائه پيشنهاد قيمت يا عقد قرارداد به اين موضوع توجه ويژه شود . به طور مثال اگر اجراي عمليات ساختماني نياز به شمع كوبي در محيط كارگاه داشته باشد، يا خاكبرداري در محيط دژ و سنگي بايستي انجام شود كه قبلا اطلاعات آن را پيمانكار دريافت نكرده يا اطلاعات ناقص به وي داده شده است، آنگاه اين امر موضوع اساسي براي طرح ادعا از جانب پيمانكار خواهد شد .
در صورتي كه شرايط محيطي كارگاه به صورت كامل به اطلاع پيمانكار نرسيده يا به نحوي از ديد وي پنهان مانده باشد‌، در اين حالت ممكن است پنهان كاري موجب طرح ادعا از جانب پيمانكار ، حتي در دادگاه شود .

تاخيرات
تاخيرات کارفرما در تخصيص منابع ، ارائه مدارک ، صدور تائيدات و مصوبات و اجراي تعهدات قراردادي يکي از موارد مهم و کارساز براي ادعاهاي پيمانکاران است و پيمانکاران با جمع آوري مدارک و مستند‌سازي ، در موارد مختلف ادعاهايي متفاوتي مطرح مي كنند که در بسياري موارد منجر به دريافت خسارات مالي و يا شيوه هاي ديگر جبران مالي و غير مالي مي شود . اين تاخيرات که محتمل است از جانب کارفرما روي دهد و در نتيجه موجب قبول ادعاي پيمانکاران شده و باعث محکوميت کارفرماها مي شود، به شرح زير هستند :
تاخير در تحويل کارگاه يا محل اجرا‌، تعليق کار ، تاخير در ارائه و تحويل اسناد و مدارک ، تاخير در پرداخت پيش پرداخت‌‌، تاخير بدون جبران مالي ( فقط مدت قرارداد تمديد مي شود ) ، تاخير در گشايش اعتبار اسنادي ، تاخير در ترخيص کالا و تجهيزات از گمرک ، ناکارايي و اختلال در کار ، تاخير در پرداخت صورت وضعيتها ، تاخير در صدور تائيديه يا صورت مجلس تحويل موقت و يا قطعي‌.
چون بحث تاخير هاي مجاز و غير‌مجاز در قراردادها از اهميت زيادي برخوردار است، هم پيمـانکار و هم کارفرما بايستي تلاش كنــند که براي کليه موارد، مستندات لازم و کـافي را فراهم کنند تا در مواقع لزوم بتوانند از خواسته هاي خود دفاع كنند‌.

تسريع در کار
يکي ديگر از مواردي که موجب ادعاي پيمانکاران مي شود ، دستور يا درخواست تسريع در اجراي عمليات پروژه است . چون تسريع پيش بيني نشده در اجراي کارها موجب تحميل هزينه اضافي به پيمانکاران مي شود، بنابراين اين موضوع نيز يکي از مباني طرح ادعا است. در اجراي بعضي پروژه‌ها به دلايل خاصي تسريع در اجراي کار ضرورت پيدا مي کند و معمولا کارفرما از پيمانکار مي خواهد که تسريع لازم در زمان بندي اجراي کار را اعمال کند. همين موضوع مي تواند مبناي طرح ادعا شود .

دستورات تغيير و انجام کارهاي اضافي
از موارد اجتناب ناپذير اجراي پروژه‌ها‌، اعمال تغييرات در مشخصات فني و دستور تغيير در اجراي کارها به دلايل مختلف است . ازجمله اين نوع تغييرات الزامي که در حين اجراي قرارداد، احتمالا موجب طرح ادعا از جانب پيمانکاران خواهد شد، موارد زير هستند :
تغييرات دستوري طبق نظر کارفرما‌، تغييرات به دلايل اجرايي و گريز ناپذير‌، اشکال يا نقص در مشخصات فني و برنامه‌ها ، ابهام در مشخصات فني ، تغيير در عمليات اجرايي به دليل عدم امکان اجراي يک کار خاص ، نبود شفافيت در تصميمات و اقدامات اجرايي قبلي يا در جريان کارفرما . هر يک از موارد پيش گفته يا عللي مشابه آن ممکن موجب و علت طرح ادعا از طرف پيمانکار شود .
اين موارد ادعا غير از اختيار کارهاي اضافي است که در قالب قانون ( اختيار کارفرما در کاهش و يا افزايش 25 درصد مبلغ قرارداد ) و يا توافقات قراردادي به پيمانکار ابلاغ مي‌شود.

شرايط فيزيکي نامناسب
در طول اجراي پروژه در بعضي موارد شرايطي به وجود مي آيد که پيشرفت پروژه را دچار وقفه با توقف مي‌کند‌. در اين حالت اگر زمان وقفه يا توقف براي کل کار يا بخشي از آن باشد، اين امر براي پيمانکار هزينه اضافي و پيش بيني نشده ايجاد مي کند . علت توقف کار ممکن است شرايط پيش‌بيني نشده و خارج از اختيار پيمانکار - مانند قطع برق و يا سوخت به مدت طولاني و يا تداوم شرايط خاص و نامناسب جوي - باشد که در برنامه زمان بندي پروژه قابل پيش‌بيني نباشد .

تغييرات جهشي و ناگهاني قيمت مواد و مصالح و ساير منابع
در سالهاي اخير قيمت بعضي مواد و مصالح ، به علل مرتبط با شرايط اقتصادي و سياسي جهاني و يا به علت شرايط اقتصادي داخلي ، افزايش و جهش ناگهاني پيدا کرده است. ( به طور مثال : قيمت مس‌، آهن آلات ، سيمان ) . نظر به اينکه در بعضي موارد بين ارائه پيشنهاد مناقصه به کارفرما ، تا عقد قرارداد و اجراي پروژه فاصله طولاني به وجود مي آيد و اگر در اين فاصله قيمت مواد ، مصالح و کالاهاي مورد نياز پروژه ، تغييرات شديد كند يا تغيير تعرفه گمرکي کالا هاي وارداتي که قابل پيش بيني نباشد ، اين موارد موجب طرح ادعاي ضرر و زيان از جانب پيمانکاران مي شود .

حفظ و گردآوري مدارک براي طرح يا پاسخگويي به ادعا
براي پيگيري مسائل و مطالب قراردادي لازم است يك مجموعه از مدارك در ابعاد و اندازه مناسب يا به شكلي قابل بازيابي نگهداري و حفظ شود . نگهداري منظم و منسجم مدارك قراردادي و پروژه به كاربرد بموقع آنها و طرح ادعا يا پاسخگويي به ادعاها ، كمك فراواني خواهد كرد .
اينگونه مدارك بايد اسناد قابل اعتماد و دقيقي در مورد رويداد واقعي كه در حين كار اتفاق افتاده است، باشند . مداركي كه در زمانهاي بعد از اجراي پروژه مورد نياز هستند و بايد نگهداري شوند، شامل : اسناد مناقصه ، مكاتبات ( بخصوص نامه هاي مربوط به تغيير كار ) ، رويدادهاي موثر بر زمانبندي ( گزارشهاي وضعيت آب و هوا ، تحويل مدارك و مواد و مصالح همراه با تاخير ، مسائل مربوط به وضعيت ظاهري و كيفي تجهيزات ) ، ابلاغيه ها و دستورات تغيير كار ( شامل درخواست براي اجراي دستورات تغييري كه تائيد نشده است ) ، ياد داشتهاي روزانه در باره انجام كار ، گزارشهاي هفتگي يا ماهانه ، مدارك زمان بندي ( سي پي ام و نمودار ميله اي ، انواع ديگر ) ، صورتجلسات درباره جلسات كاري ( نوار يا ساير ابزار ضبط صدا مستندات خوبي براي يادداشتها و صورتجلسات است ) ، مستندات هزينه‌ ( صورت حسابها ، صورت وضعيت‌ها‌، فاكتور ها و مدارك كاركرد ساعتي نيروي كار )، درخواست‌هاي پرداخت وجه‌، چك هاي باطل و پرداخت نشده ، صورت‌مجلسهاي تحويل كالا و تجهيزات‌، رسيد انبارها ، پروانه سبز گمركي ، اسناد هزينه هاي ترخيص مواد و تجهيزات ، اسناد و هزينه‌هاي حمل و تخليه ، نقشه‌هاي طراحي و كارگاهي صورتجلسات كارگاهي‌، گزارشهاي كاربرد تجهيزات ، هزينه هاي كار و ساير گزارشهاي حسابداري و مالي .
مهمترين قسمت مديريت ادعا ، گردآوري و نگهداري مدارك مناسب است‌، ولي اغلب افراد اين حقيقت را درك نمي‌كنند كه افراد ديگري ، در آينده بايستي اين مدارك را بخوانند و سعي كنند تصوير كلي از پروژه به ذهن آورند و بفهمند كه واقعا" در پروژه چه روي داده است ؟ چه زماني اين اتفاق افتاده است ؟ چه كسي ناظر اين رويداد بوده است ؟ و توضيح دهد كه چرا اين اتفاق روي داده است . فقدان مدارك مي تواند مشكل مهمي به وجود آورد ، چون از اين مدارك مي‌توان متوجه شد كه موضوع مورد ادعا به چه دلايلي و در چه زماني روي داده است .

مستندات گردآوري شده همزمان با اجراي پروژه نيز اهميت دارد، زيرا به منظور ارائه مدارك به مرجع رسيدگي يا دادگاه ، مستندات پشتيبان مدارك اصلي بايستي تهيه شود و مستندات بايستي به نحوي شد كه نشان دهنده فعاليتها و مدارك صحيح فني ، مالي و بازرگاني در دوره انجام کار باشد .اگر اين حقايق را نتوان اثبات کرد مدارک ارائه شده به عنوان شاهد مدعا ارزش كمي خواهند داشت .
به هر حال بحث عقد قرارداد و طرح ادعاي بعد از بروز مشکل در حين اجراي پروژه ، مانند بحث پيشگيري و درمان بيماري است . به عبارت ديگر به همان ترتيب که پيشگيري از درمان ارزانتر و راحت تر است ، دقت در تهيه و تنظيم پيشنهاد مناقصه و بررسي و مطالعه لازم در هنگام عقد قرارداد ، در حفظ منافع و حقوق پيمانکار يا کارفرما ، بسيار موثرتر از طرح ادعا بعد از عقد قرارداد است . بنابراين از ابتداي کار بايستي به مراحل بعدي و پايان کار فکر کرد .

نتيجه گيري
در اين مقاله سعي شد تا به موارد مهم ادعاهاي قراردادي پيمانكاران اشاره و به اهميت مستندسازي دقيق براي حل و فصل ادعاها توجه داده شود. درنهايت بايستي توجه داشت كه صرفنظر از اينكه در دعاوي بين كارفرما و پيمانكار كداميك از طرفين برنده مي شوند، آنچه مهم است انجام بموقع، با كيفيت و با قيمت مناسب پروژه است. در اين رابطه بايستي سعي شود تا پيمانكار و كارفرما و كليه گروههاي ذي‌نفع پروژه در يك تعامل شفاف و منطقي و با نگرشي سيستمي به منافع كل پروژه توجه كنند و به كمك يكديگر به استقرار رابطه برد – برد بيانديشند.

منابع

1 – Claim Management – SAP AG – April 2001
2 – Construction Contract Claim Settlements – Thomas F. Barry – Florida Department of Transportation- June 2000
3 – Guidelines of OECD Insurance Committee – Nov 2004
4 – A Construction Project Owner Guide to Surety Bond Claims
5 – Construction Contract Administration- www.dot.state.us
6 – claims, project management construction, risk management – www.seconmgmt.com
7 – Construction contract delay and disruption and resolution – www.claimleader.com
8 – Highway and Bridge construction contract claim process – march 2003 – www

http://bashari.blogfa.com/:مرجع

آشنائي با نرم افزارPLS-CADD

آشنائي با نرم افزارPLS-CADD

 

Power Line System computer Aided Design and Drafting - PLS-CADD 

تهيه کننده: مهندس کيومرث عاشوری  شرکت سهامی برق منطقه ای گيلان

 

     اين نرم افزاربه منظورطراحي و تحليل خطوط انتقال نيرو تهيه شده و اكنون بيش از 80 كشور در دنيا از اين نرم افزاراستفاده مي­نمايند.

به منظورانجام طراحي مناسب خطوط انتقال نيرو ، اطلاعات زير به عنوان ورودي نرم افزارمورد نياز مي­باشد :

1-     اطلاعات نقشه برداري

2-     اطلاعات مربوط به شرايط جوي منطقه وبارگذاري

3-     اطلاعات مربوط به استراكچر

4-     اطلاعات مربوط به هادي

1- اطلاعات نقشه برداري

قبل ازبررسي چگونگي وارد نمودن اطلاعات نقشه برداري با مفهوم FEATURE CODE آشنا شويم

FEATURE CODE: خط انتقال درمسيرخود باعوارض گوناگون طبيعي وغيرطبيعي مواجه مي باشد عوارض طبيعي شامل : دشت – كوهستان ، جنگل ، رودخانه ، شاليزار، مرداب و... وعوارض غيرطبيعي نظيرخطوط توزيع وانتقال برق ، خطوط مخابرات ، خطوط لوله گازومستحدثات واعيانات و... مي باشد .هريك ازعوارض فوق بوسيله يك عدد وشكل مناسب به نرم افزارمعرفي مي شود وبا همان شكل نرم افزارعوارض را درپلان مسيرخط نمايش مي دهد . به عدد مذكور  FEATURE CODEگويند.

شكل 1 يك نمونه ازتشكيل FEATURE CODE را نشان مي دهد به عنوان مثال عدد 200 وعلامت 0 براي معرفي زمين معمولي يا Survey Point درنظرگرفته شده است.

سطح ولتاژ خط انتقال و فاصله مجاز هادي تا سطح زمين و عوارض مختلف در اين قسمت به نرم افزار معرفي مي­گردد.

شکل 1 – يک نمونه Feature Code

 نحوه وارد نمودن اطلاعات نقشه برداري

داده هاي زمين (Terrain Data) در چند حالت مي تواند به نرم افزارمعرفي شود :

1-    نقشه هاي ماهواره اي با توپوگرافي واقعي زمين

2-   عكسهاي هوائي

3-  نقشه برداري ميداني

      چنانچه نقشه هاي ماهواره اي باتوپوگرافي واقعي زمين ودقت مناسب دراختيارباشد ، (وياعكسهاي هوائي )باتوجه به اينكه كليه عوارض طبيعي وغيرطبيعي برروي اين نقشه ها مشخص مي باشد ميتوان مسيرخط انتقال رابرروي اين نقشه ها (يا عكسهاي هوائي ) با رعايت حريم مناسب مشخص نموده ودراين حالت به راحتي پلان وپروفيل خط درPLS-CADD دردسترس خواهد بود

دراين حالت به مسيريابي ونقشه برداري ميداني نياز نمي­باشد.

- دركشورما معمولا” نقشه برداري ومسيريابي بصورت ميداني واعزام نظرات به مسيرخط انجام مي گيرد پس ازاتمام عمليات نقشه برداري ، اطلاعات مربوطه بايد درقالب فرمت PFL  يا XYT تبديل شده وسپس به عنوان ورودي به PLS-CADD معرفي گردد

1-2-1- فرمت PFL:

درفرمت PFL مسيرخط انتقال مشخص بوده و اطلاعات زمين داراي مشخصات زيرمي باشد :

Station ,Offset, Z, Height, Featvre Cod, Comment

Station : فاصله ازهرنقطه ازابتداي مسيرخط انتقال

Offset : ميزان انحراف ازمسير

Z: ارتفاع زمين درآن نقطه

Height: ارتفاع عوارض موجود (مانند خط انتقال ، ديوارمنازل و...

Feature Cod:طبق توضيح بند 1-1

شكل 1-2 فرمت مربوط به PFL رانشان مي دهد

ورودي  XYZ:

    شكل زير مشخصه  فرمت  XYZ رانشان می دهد.

در شکل فوق h   ارتفاع عارضه غير طبيعی می باشد.                                             

    پس ازآمـــــاده شــدن اطلاعات نقشه­برداري بشرح فوق ازطريق File      ImPort به عنوان ورودي به PLS-CADD معرفي شده وپلان وپروفیل مسیر در نرم افزار قابل مشاهده خواهد بود.

2- اطلاعات مربوط به شرايط بارگذاری

     اطلاعات مربوط به شرايط بارگذاری مسیر خط انتقال براساس آمار موجود از طریق منوی Criteria  به نرم افزار معرفی می گردد. نحوه وارد كردن اطلاعات دراين قسمت ازمنوي نرم افزاربسيارمهم بوده ودرواقع شرايط حدي ومعمولي بارگذاري خط انتقال دراين منو تعيين ميگردد .

شرايط لازم جهت بررسي حداكثركشش سيم ، حداكثرانحراف زنجيره مقره ، رعايت فاصله عمودي اززمين ورعايت فاصله افقي ازعوارض موجود ، بررسي وحالتهاي مختلف اسپن وزن درشرايط بارگذاري مختلف ومعرفي حالات بارگذاري و..........دراين منو انجام مي شود .

 

1-    سطوح طراحي نرم افزارPLS-CADD:

 4-1 سطح اول يا M1

دراين سطح محل اتصال سيم به مقره نسبت به بالاترين نقطه برج بصورت مدل تك خطي به نرم افزارمعرفي مي گردد. (شكل 5-1) دراين سطح اسپن وزن واسپن باد به عنوان ورودي بايد به نرم افزاروارد شود .

 

نشان دادن مختصات محل اتصال هادی در نرم افزار   

4-2- سطح دوم با M2

دراين سطح ازمدل سه بعدي برج جهت تحليل واسپاتينگ خط انتقال استفاده مي گردد .درمدل سه بعدي برجهاي موجود مدل شده ويا برج جديد بوسيله نرم افزارطراحي شده است

دراين سطح ازنرم افزارامكان بررسيunblanance loading  (بارنامتعادل ) و يا Broken Conductor (پارگي سيم ) ومشاهده انحراف زنجيره مقره درحالتهاي مختلف ميسرمي باشد.

4-3- سطح سوم ( M3)

دراين سطح عکس العمل برج نسبت به بارهای اعمال شده قابل رويت می باشد.

4-4- سطح چهارم

دراين سطح آناليزكامل سازه درحالتهاي مختلف بارگذاري ميسرمي باشد.

1-    هاديها

      درPls-CADD هاديها بصورت خطي وغيرخطي قابل معرفي مي باشند مي توان كليه هاديهاي موجود را بامشخصات مربوطه به نرم افزارمعرفي وبه صورت يك فايل جداگانه ذخيره نموده تا درموقع لزوم ازآن استفاده نمود.

2-   استراكچر

استراكچرمتناسب با سطح طراحي درPLSCADD  معرفي مي شود .چنانچه سطح طراحي M1 باشد ، مختصات نقطه اتصال مقره به سيم نسبت به موقعيت بالاترين قطعه برج وارد نرم افزارمي گردد.سپس در بخش Paret List کليه قطعات برج و زنجيره مقره ويراق آلات با هزينه مربوطه وارد می گردد. درسطوح M4,M3,M2 كليه قطعات برج درنرم افزارموجود بوده وفقط ليست مقره ويراق آلات با هزينه هاي مربوطه قبل ازانجام اسپاتينگ با يد به نرم افزارمعرفي گردد

باتكميل اطلاعات زمين ، استراكچر، هادي ، شرايط بارگذاري شرايط جهت انجام اسپاتينگ بهينه فراهم مي گردد .

7- اسپاتينگ بهينه : (Outomatic Optimun Spotting )

قبل ازشروع اساتينگ نقاطي كه برج گذاري درآن نقاط ممنوع مي باشد مي بايست به نرم افزارمعرفي گردد .

اين نقاط شامل باتلاق ، رودخانه ، مرداب ومناطق نظامي و...ميباشد .

درمسيرخط انتقال مناطقي وجود دارند كه زمين درآن نقاط داراي ارزش بالا بوده وموجب افزايش هزينه تمام شده پروژه مي گردد .اين نقاط درPLS-CADD معرفي شده و هــــزينه مــــازاد آنها درمـــنـوي EXTRA COST ZONe به نرم افزارمعرفي مي گردد

جهت انجام اسپاتينگ بهينه مراحل زيرراانجام مي دهيم .

Struetvre          Spotting          Optimvmspotting          معرفي نقطه شروع برج گذاري

 

اسپاتينگ براساس اطلاعات وارد شده انجام مي شود .

بعد ازانجام اسپاتينگ وبررسيهاي لازم اطلاعات زیر قابل دسترس خواهد بود :

1-      امکان مشاهده نيروي وارد بربرجها متناسب با درصد اطمينان مورد نياز

2-      مشاهده نتايج محاسبه INSULATOR SWING  درسخت ترين شرايط ودرهريك ازحالات بارگذاري

3-      مشاهده اسپن وزن واسپن باد درهريك ازحالات بارگذاري

4-      مشاهده هزينه تمام شده پروژه

5-      جدول سيم كشي دماهای مختلف

6-       مشاهده فاصله هادي تا بدنه برج درباد شديد ويا هريك ازحالات مورد نظربا انتخاب جهت باد

7-      مشاهده فاصله هادي تازمين دربالاترين دما وبيشترين يخ وياهريك ازحالات ديگربارگذاري

8-      مشاهده فاصله هاديها ازيكديگردروسط اسپن درهريك ازحالات بارگذاري

9-      مشاهده فاصله جمپرتا بدنه دربرجهاي زاويه درهريك ازحالات بارگذاري دلخواه

10-مشاهده پديده گالوپينگ وهمچنين تصيح خط انتقال درفاصله مورد نظرجهت جلوگيري ازوقوع پديده گالوپينگ

11- سيم كشي خط انتقال بصورت فاز- فاز

12- مشاهده ميدانهاي الكتريكي ومغناطيسي اطراف خط انتقال براساس استاندارد IEEE

14- مشاهده حالتهاي بارگذاري نامتعادل وانحراف زنجيره مقره

15- مشاهده پارگي سيم وبررسی نيروي اعمالي ناشی از آن بر  سايرفازوبربرج

16- مشاهده ليست کليه اقلام خط انتقال (شامل نوع كليه برجهاي اسپاتينگ شده با قطعاتمربوطه و  ليست زنجيره مقره و...)

17- تهيه پلان وپروفيل برج گذاري شده وهرگونه اطلاعات مورد نيازدرخصوص وضعيت خط انتقال

8- توانائي نرم افزاردربررسي خطوط موجود:

چنانچه خط انتقال قديمي موجود باشد وبه هردليل دچارحادثه شده ويا نيازبه بررسي داشته باشد PLSCADD به دوروش مي تواند دراين بررسي ایفای نقش نماید:

8-1- درروش اول فرض براين است كه فقط پلان وپروفيل خط مربوطه دردسترس باشد دراين صورت ابتدا كليه پلان وپروفيل هاي مربوطه را اسكن نموده وسپس ازطريق File       Import وارد PLS-CADD مي شود با اين روش مجددا” ازروي پلان وپروفيل هاي اسكن شده ، پلان وپروفيل واقعي خط انتقال تهيه شده ومي توان كليه بررسیهای لازم شامل (بررسي حالات برگذاري مختلف وتوانائي برجها و...) راانجام ونسبت به وضعيت خط ويا علت سقوط اظهارنظرنمود.

8-2 استفاده ازمتدLIDAR= Light Detecion And Rengig      

مي توان ازتكنولوژي Lidar جهت جمع آوري اطلاعات خطوط موجود استـــفاده نمود وسـپس اين اطلاعات جهت پردازش وبررسي وارد PLS-CADD مي گردد

درسيستم LIDAR اشعه هاي ليزرازطريق حركت هليكوپتدرمسيرخط انتقال به خط انتقال ارسال شده واطلاعات لازم شامل نقاط اتصال سيم برج وارتفاع سيم و... برداشت شود سپس با استفاده ازاين اطلاعات پلان وپروفيل خط انتقال ترسيم مي شود.

-  دقت برداشت اطلاعات از اين طريق  Cm 15 در ارتفاع و Cm 10 در طول می باشد.

-  روزانه اطلاعات حدود 120 کيلومتر از خط انتقال با اين طريِق برداشت مي گردد.

 

 

برداشت اطلاعات ورسم پلان وپروفيل با استفاده از سيستم LIDAR

 

 -  امکان مشاهده فاصله فازهاازيکديگر و از بدنه برج  در هر يک از حالات بارگذاری

با نام و یاد خداوند مهربان

با نام و یاد خداوند مهربان

یا علی گفتیم و عشق آغاز شد ...

نمونه ای از آثار خوشنویسی استاد حمید شکیبا

 

برای مشاهده آثار بیشتر به http://doosti77.blogfa.com/ مراجعه فرمایید

خطوط فشار قوي جريان مستقيم (HVDC)

احداث خطوط فشار قوي جريان مستقيم (HVDC)

حتماً در مسافرتهاي خود، متوجه دكلهاي بلند خطوط انتقال برق شده‌ايد. اين خطوط قادرند انرژی الكتريكي را از محل توليد در نيروگاهها با ولتاژهاي بسيار بالا  به محل مصرف، مثلاً در شهرها يا مراكز صنعتي انتقال دهند. اما نكته مهم در مورد اين خطوط انتقال این است كه برق در آنها به صورت جريان متناوب با فركانس ۵۰ یا ۶۰ هرتز انتقال مي‌يابد. اما جهت انتقال برق در فواصل بين كشورها يا از زير اقيانوسها يا جهت تبديل خطوط 50 هرتز به 60 هرتز يا برعكس، روش ديگري از چندين دهه گذشته پيشنهاد شده كه روش انتقال جريان مستقيم نام گرفته‌ است. منتهي تا كنون چندان به اين روش توجه نشده بود. اين مقاله به دلايل گرايش دولتها و كشورها به استقرار خطوط انتقال جريان مستقيم مي‌پردازد.

حدود ۵۷ سال از استقرار نخستين خط انتقال فشار قوي جريان مستقيم مي‌گذرد. ولي پس از اين مدت دراز، در سالهای اخیر اهميت آن بيشتر احساس مي‌گردد. اما چرا پس از اين همه سال؟ شايد بتوان پاسخ اين پرسش  را در احداث نيروگاههاي پرقدرت اتمي در دنياي كنوني جستجو كرد.

طرح انتقال برق به صورت جريان مستقيم، به تازگي بیشتر مورد توجه قرار گرفته است و با توجه به امكانات فني امروزي، مي‌توان اين انديشه را كاملاً علمي پنداشت. از نظر تاريخي ساخت و استقرار نخستين خط انتقال جريان مستقيم فشار قوي در مقياس تجاري، در سال 1954 توسط يك گروه به سرپرستي يك مهندس سوئدي به نام «اونولام» صورت گرفت. اين طرح شامل يك خط به طول 96 كيلومتر مي‌شد كه 30 مگاوات قدرت را در مجاورت درياي بالتيك از سرزمين اصلي كشور سوئد تا جزيره‌اي در اين دريا به نام «گاتلند» انتقال مي‌داد. خيلي زود ميزان انتقال انرژي سالانه به اين جزيره توسط خط مزبور به مرز يكصد ميليارد وات ساعت رسيد.

در سال 1961 خط فشار قوي جريان مستقيم ديگري بين فرانسه و بريتانيا به قدرت 160 مگاوات كشيده شد كه بخشي از كابل مي‌بايست زير دريا در كانال مانش قرار مي‌گرفت. در حال حاضر نيز خط ديگري با قدرت 2000 مگاوات در امتداد كانال مانش در حال ساخته شدن است.

تاريخ استقرار نخستين خط انتقال از اين نوع، در آمريكاي شمالي به سال 1970 باز مي‌گردد كه طي آن يك خط 1360 كيلومتري جهت انتقال 1440 مگاوات به كار برده شد و مي‌توان آن را بلندترين خط انتقال جريان مستقيم و در عين حال پرظرفيت‌ترين آنها دانست. به تازگي ظرفيت اين خط  به 2000 مگاوات افزايش يافته است . اين خط،  نيروي الكتريكي توليد شده از نيروگاههاي آبي سواحل اقيانوس آرام را در سراسر ايالت كاليفرنيا توزيع مي‌كند.

مسئله اقتصادي بودن طرح

يكي از مهمترين دلايل روي آوري كارشناسان به كاربرد اين تكنيك نوين، اقتصادي بودن آن است. زيرا به جاي ساخت نيروگاههاي پرهزينه در مناطقي كه نياز به مصرف زياد دارند، مي‌توان برق اضافي را از فواصل بسيار دور بدين شيوه و با هزينه‌اي به مراتب كمتر انتقال داد. به عنوان مثال در بعضي مناطق كانادا و سواحل غربي ايالات متحده آمريكا، منابع آبي و ذغالي بيشتري جهت توليد الكتريسيته در مقياس وسيع وجود دارد. در حالي كه در مناطق پرمصرف ديگر چنين امكاناتي كمتر موجود است. به عنوان مثالي ديگر دو كشور فرانسه و بريتانيا را در نظر مي‌گيريم. به دليل وجود نيروگاههاي هسته‌اي زياد در فرانسه، توليد برق اين كشور در بسياري اوقات مازاد بر مصرف است. بدين لحاظ بريتانيا قادر خواهد بود از طريق كابل فشار قوي از ميان كانال مانش، اين برق اضافي را دريافت كرده و به مصرف برساند.

با سرمايه‌گذاري ثابت، تجربه نشان داده كه كاربرد خطوط انتقال جريان مستقيم قادر به انتقال قدرت بيشتري در مقايسه با خطوط انتقال جريان متناوب است. همين امتياز دليل عمده روي آوري به سوي احداث چنين خطوطي بوده است آن هم به جاي ساخت و استقرار نيروگاههاي پرهزينه‌اي كه با سوخت فسيلي كار مي‌كنند يا از انرژي هسته‌اي بهره مي‌گيرند. در سالهاي اخير طرحها و پروژه‌هاي ايجاد خطوط انتقال جريان مستقيم در كشور آمريكا بيش از هر نقطه ديگري در دنيا بوده است.

مصونيت در مقابل القاي مغناطيسي

يكي ديگر از مزيتهاي خطوط انتقال جريان مستقيم، مصونيت آن در برابر مشكل القاي مغناطيسي و به اصطلاح، توليد «راكتانس اندوكتيو» است كه در خطوط انتقال جريان متناوب ، لازم بود به نحوي مقاومت «اندوكتيو» مزبور تا حد امكان كاهش يا فته و جبران گردد، البته با استفاده از روشهايي همچون قرار دادن خازنهاي سري كه خود مي‌تواند منجر به ايجاد نوسانهايي در ولتاژ تغذيه شود.

كابلهاي جريان مستقيم قادر به حمل توان الكتريكي بيشتر از كابلهاي جريان متناوب در همان اندازه مي‌باشند. زيرا علاوه بر نبودن مشكل القاي مغناطيسي، هيچ‌گونه تلفات دي‌الكتريك نيز وجود نخواهد داشت. بدين لحاظ كاربرد آن در كابلهاي بين اقيانوسي در فواصل طولاني‌تر از 70 تا 80 كيلومتر بسيار مطلوبتر است.

از نظر مقايسه هزينه در برابر قابليتهاي سيستم انتقال، مي‌توان گفت هزينه استقرار خطوط جريان مستقيم دو سوم هزينه خطوط جريان متناوب است. البته بايد هزينه دستگاههاي مبدل جريان مستقيم به متناوب و برعكس را در دو سمت خط انتقال نيز در نظر گرفت. اما با وجود اين موضوع اگر طول خط انتقال از يك حدي بيشتر باشد، در هر صورت كاربرد خط جريان  مستقيم اقتصاديتر تمام مي‌شود. به عنوان مثال براي يك خط هزار واتي كه هزينه تلفات آن 440 دلار براي هر كيلووات ساعت انرژي است فاصله مرزي جهت كاربرد دو نوع خط انتقال، بين 830 تا 1000 كيلومتر است.

در مراكز نيرو، جهت تبديل جريان متناوب به مستقيم، از لامپهاي تريتور استفاده مي‌شود كه در دو نيم سيكل متوالي، جريان را به ترتيب عبور داده يا بلوكه مي‌كنند.

OVERHEAD POWER TRANSMISSION LINE CONDUCTOR SELECTION

OVERHEAD POWER TRANSMISSION LINE CONDUCTOR SELECTION

1. A computer-implemented method of evaluating an electric conductor for an overhead power transmission line, comprising: receiving requirements data defining requirements for an overhead power transmission line comprising at least a span value, a maximum sag value, and a maximum tension value; receiving conductor data that define at least two conductors to be evaluated; after receiving conductor data for the plurality of conductors to be evaluated, automatically modeling expected operating performance for at least two conductors using conductor assessment software running on a computer, wherein modeling at least comprises, for at least one of the conductors to be evaluated, calculating the conductor's maximum ampacity within the constraints defined by the requirements data; and, based on the modeling, identifying at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line using the conductor assessment software.

2. The computer-implemented method of claim 1, additionally comprising: generating, with the conductor assessment software, an electronic report containing at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line.

3. The computer-implemented method of claim 1, additionally comprising: after modeling at least two conductors, sorting the conductors by core area.

4. The computer-implemented method of claim 3, wherein identifying comprises determining the conductor with the smallest core area that meets the requirements.

5. The computer-implemented method of claim 1 , wherein modeling expected operating performance comprises automatically iterating through at least one calculation for at least two conductors, the automatic iteration executed by the conductor assessment software.

6. The computer-implemented method of claim 1 , wherein identifying at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line comprises identifying one or more conductors that do not meet the requirements for the power transmission line.

7. The computer-implemented method of claim 1 , wherein maximum tension is horizontal tension at sag, average tension, vertical tension (a tension at the attachments), a tension value expressed as the percentage breaking strength of the conductor, the vertical component of the tension at attachments, or the transverse component of the tension at the attachments.

8. The computer-implemented method of claim 1 , wherein span value is an actual span or ruling span.

9. The computer-implemented method of claim 1 , wherein operating performance comprises sag/tension or ampacity.

10. The computer-implemented method of claim 1, wherein modeling comprises modeling least one real, non-theoretical conductor.

11. The computer-implemented method of claim 1 , wherein receiving requirements data comprises receiving requirements for an overhead electric distribution line.

12. The computer-implemented method of claim 1, wherein requirements data is data that defines an existing overhead power transmission line.

13. The computer-implemented method of claim 1 , wherein the conductor data includes at least one of the following data elements: strength of conductor; weight of conductor; heat capacity of conductor; type or family of conductor,

stress strain curve data of conductor; or diameter of conductor.

14. A computer-implemented method of evaluating an electric conductor for an overhead power transmission line, comprising: receiving requirements data defining requirements for an overhead power transmission line comprising at least a span value, minimum ampacity, and a maximum tension value; receiving conductor data that define at least two conductors to be evaluated; after receiving conductor data for the plurality of conductors to be evaluated, automatically modeling expected operating performance for at least two conductors using conductor assessment software running on a computer, wherein modeling at least comprises, for at least one of the conductors to be evaluated, calculating the conductor's minimum sag within the constraints defined by the requirements data; and, based on the modeling, identifying at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line using the conductor assessment software.

15. The computer-implemented method of claim 14, additionally comprising: generating, with the conductor assessment software, an electronic report containing at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line.

16. The computer-implemented method of claim 14, additionally comprising: after modeling at least two conductors, sorting the conductors by core area.

17. The computer-implemented method of claim 14, wherein identifying comprises determining the conductor with the smallest core area that meets the requirements.

18. The computer-implemented method of claim 14, wherein modeling expected operating performance comprises automatically iterating through at least one calculation for at least two conductors, the automatic iteration executed by the conductor assessment software.

19. The computer-implemented method of claim 14, wherein identifying at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line comprises identifying one or more conductors that do not meet the requirements for the power transmission line.

20. The computer-implemented method of claim 14, wherein maximum tension is horizontal tension at sag, average tension, vertical tension (a tension at the attachments), a tension value expressed as the percentage breaking strength of the conductor, the vertical component of the tension at attachments, or the transverse component of the tension at the attachments.

21. The computer-implemented method of claim 14, wherein span value is an actual span or ruling span.

22. The computer-implemented method of claim 14, wherein modeling comprises modeling least one real, non-theoretical conductor.

23. The computer-implemented method of claim 14, wherein the conductor data includes at least one of the following data elements: strength of conductor; weight of conductor; heat capacity of conductor; type or family of conductor, stress strain curve data of conductor; or diameter of conductor.

24. A computer-implemented method of evaluating an electric conductor for an overhead power transmission line, comprising: receiving power transmission line data that defines an existing power transmission line;

receiving a set of requirements data defining requirements for a replacement conductor from a user, at least one limitation of which is proposed by the conductor assessment software, and based on a limitation of the existing power transmission line; receiving conductor data that define at least two conductors to be evaluated; after receiving conductor data for the plurality of conductors to be evaluated, automatically modeling expected operating performance for at least two conductors using conductor assessment software running on a computer; and, based on the modeling, identifying at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line using the conductor assessment software.

25. The computer-implemented method of claim 24, wherein automatically modeling expected operating performance comprises: calculating the conductor's optimal tension, wherein the optimal tension is a tension value within a tension tolerance percentage value of the highest tension value yielding a sag / tension calculation that does not exceed the maximum tension value, defined as part of the power transmission line requirements or the conductor data; and calculating the conductor's optimal operating temperature, wherein the optimal operating temperature is within a temperature tolerance percentage value of the temperature which yields a sag value greater than a maximum sag value defined as part of the power transmission line requirements.

26. The computer-implemented method of claim 25, wherein automatically modeling expected operating performance of each conductor further comprises: sorting conductors by a design goal, wherein the design goal is one of the following: maximize ampacity; minimize sag; or minimize core area.

27. A computer-implemented method of evaluating an electric conductor for an overhead power transmission line, comprising:

receiving requirements data that define at least two requirements for an overhead power transmission line; receiving conductor data that define at least two conductors to be evaluated; receiving preference data that defines at least one design goal, wherein the design goal defines both "a" and "b" as follows:

(a) a design goal variable, which is any variable that is among the requirements data, among the conductor data, among both the requirements data and the conductor data, or is the result of a calculation that involves data that is either among the requirements data or the conductor data,

(b) for the design goal variable, preference data defining whether the variable should be maximized or minimized; after receiving requirements data, conductor data, and preference data, for the plurality of conductors to be evaluated, automatically modeling expected operating performance for at least two conductors using conductor assessment software running on a computer; and, based on the modeling, identifying at least one conductor that meets the requirements for the power transmission line, and either maximizes or minimizes the design goal variable as defined by the preference data using the conductor assessment software.

28. The computer-implemented method of claim 27, wherein the design goal variable is at least one of the following: ampacity of the power transmission line; sag of the power transmission line; or core area of the conductor.

29. A system for identifying conductors that meet requirements for an overhead power transmission line, comprising: a database component operative to maintain a database identifying at least two conductors;

a user interface component operative to receive information defining requirements for an overhead power transmission line, the requirements at least comprising a span value, a maximum sag value, and a maximum tension value; a modeling component operative to computationally evaluate the performance of at least two of the conductors maintained in the database component, wherein computational evaluation comprises calculating a conductor's maximum ampacity with the constraints defined by the requirements data; and a reporting component operative to determine and present, based on the modeling component's evaluation, conductors that meet requirements for the overhead power transmission line.

30. A method of selling a conductor for an overhead power transmission line comprising: receiving requirements for an overhead power transmission line; identifying a set of conductors that could meet the requirements of a power transmission line, at least one of the conductors from a manufacturer distinct from a manufacturer of another of the conductors; using a computer-implemented method to automatically model performance of at least two of the conductors against requirements of the power transmission line; generating a list of conductors that meet the requirements; and selling a conductor from the list of conductors that meet the requirements.

 

Korea's First 765-kV Double-Circuit Line

Korea's First 765-kV Double-Circuit Line

Jun 1, 2006 12:00 PM
by Dong-Il Lee and Chang-Hyo Oh, Korea Electric Power Co.

 

THE PEAK DEMAND ON KOREA'S TRANSMISSION SYSTEM IN 2004 WAS 51,264 MW, and the average annual increase in demand is about 8% per annum. The long-term load forecasts indicate that by 2021 there will be a power-delivery deficit of some 16,000 MW in the metropolitan area of Seoul City, Korea.

There are wide regional variations in load density in Korea, a country with a population of some 45 million and an area of 98,500 sq km (39,000 sq mi). More than 45% of the electricity demand is attributable to the metropolitan areas especially around Seoul City. The existing 313-km (195-mile) south to north 345-kV transmission lines are routed through the mountains, which create construction problems in addition to right-of-way difficulties. Therefore, to interconnect the Seoul metropolitan areas with the coal-thermal power plants and nuclear power plants on the coastal regions, The Korea Electric Power Co. (KEPCO) decided to construct an extra-high-voltage (EHV) transmission system operating at 765 kV, with east to west and south to north interconnections.

KEPCO reviewed its future circuit-capacity requirements and decided to develop an environmentally acceptable double-circuit 765-kV transmission line design. With the support of Korean equipment manufacturers, KEPCO was able to commission Korea's first double-circuit 765-kV transmission line in 2003.

۷۶۵KV INTERCONNECTION

The first phase of the 765-kV project was the western circuits, the Dangjin line, which interconnect the Dangjin coal-thermal power plant to Sin-Anseong Substation via Sin-Seosan Substation, a transmission line 178 km (111 miles) long. The Sin-Taebaek line eastern circuits interconnect the Sin-Taebaek and Sin-Gapyeong Substations via a 162-km (101-mile) transmission line.

Load and energy statistics of Korea.
Item/Year	2001	2002	2003	2004
Peak load (MW)	43,125	45,773	47,385	51,264
Energy sales (GWh)	257,731	278,451	293,599	312,095
Consumption per capita (kWh)	5444	5845	6126	6491

Construction of these two 765-kV lines that are routed mainly through mountainous country was completed in December 1998. Some 689 tubular-steel towers support these transmission lines having an average height of 95 m (312 ft). The ratio of suspension to tension towers is 1.2. These circuits were operated at 345 kV until the 765-kV gas-insulated substations were commissioned in May 2002. Since then, circuit lines have been operating at 765 kV.

The second and third phases of the future 765-kV interconnections include the construction of transmission lines between Sin-Gapyeong Substation to Sin-Gori Nuclear Power Plant in the south via Seo-Geyongbuk and Sin-Anseong Substation, a route length of about 320 km (200 miles). The design of the transmission line from Sin-Gapyeong to Sin-Ansung will be based on the use of single-circuit (waist-type) towers.

 

DESIGN PARAMETERS CONDUCTOR SELECTION

 

Conductor selection

The selection of the conductor was just one of the features influenced by the need to minimize the environmental impact on the population living in close proximity to the transmission lines. The Korea Environmental Protection Act (KEPA) determined the designed audible noise (AN) level for the 765-kV line to be 50 dB (A) in foul-weather conditions. This effectively excluded the use of a large four-conductor bundle configuration from consideration. The AN characteristics of possible conductor bundles were examined in a corona cage. The combination of the span length and tower height considerations for the 765-kV line resulted in the selection of the Cardinal 6-conductor bundle.

A full-scale 765-kV test transmission line was erected in 1993 to evaluate the environmental impact of corona in the vicinity of the in-service Cardinal 6-conductor bundles. The average AN level for the 36-month test period measured at 15 m (50 ft) from the outer phase was 48 dB (A) in foul weather and 42 dB (A) in fair weather. The test line also afforded the opportunity to gain operational experience of the electrical and mechanical performance of the hardware and spacer-damper for the line prior to completion of the final specification.

 

Ground-wire design

The shield angle of ground wire should be less than -8 degrees or 1 m (3 ft) outside the outer-most conductors, and for optical ground wire (OPGW), the allowable temperature and induction problems of communication cable due to induced current were considered. Sag was maintained under the 80% of conductor sag to avoid clashing with the line conductors.

 

Conductor to ground clearance — standard design

The design ground clearance for transmission lines is determined by considering the safety clearance of electrical equipment, electric and magnetic field strength at ground level, height of trees under the lines and crossing of other structures.

The minimum conductor height was determined to give a maximum electric field below 3.5 kV/m at 1 m above ground in the flat urban areas and 7 kV/m in the mountainous areas. However, to protect the natural environment of the mountainous areas, it is not permitted to remove trees under the lines in Korea. Thus, in practice, the electric field in these areas is less than the design value of 7 kV/m. The minimum conductor height for the 765-kV double-circuit line is 28 m (92 ft).

 

Insulation design

The height of double-circuit 765-kV transmission line towers and the selected ground-wire shielding angle of -8 degrees provide perfect shielding irrespective of tower height and hillside effects. The designed thunder day level is 20, comparatively less than in most countries, and the outage rate due to lightning is estimated as 0.35 per 100 km (0.22 per 100 miles) per annum assuming 10-Ω to 15-Ω tower footing resistance.

The critical flashover voltage (CFO) of 1580 kV in the switching pulse was assumed considering a maximum switching overvoltage of 1.9 p.u., with an atmospheric correction factor below 1000-m (3300-ft) altitude of 1.08 and a flashover to withstand voltage ratio of 1.176. In the event of a single-phase ground fault in each circuit, the maximum switching overvoltage occurs while the power-frequency overvoltage of the healthy phase in this fault situation is 1.2 p.u.

The minimum air-gap clearance to the supporting tower was evaluated as 4.95 m (16.2 ft), to provide withstand for the maximum 1580-kV CFO from the switching overvoltage analysis. The number of insulator discs in a suspension string is 30, and the mechanical strength is 300 kN (70,000 lb); for a tension string, the comparable figures are 28 discs and 400 kN (90,000 lb).

 

Spacer-damper and fittings

A new type of spacer-damper was developed for the 765-kV transmission lines using an elastomer as the material to damp vibration amplitude. To improve the performance of the elastomer, it is ball shaped to stabilize the physical characteristics of the spacer-damper from the physical effects of ozone, sun rays, low temperature and other environmental factors. Eight elastomer balls per arm of the spacer-damper give the arm flexibility to damp three-dimensional vibrations. To overcome the problem of looseness in clamping bolts, the locking bolt-and-nut assembly was also developed. For suspension towers, two parallel insulator strings were used. For tension towers, three parallel insulator strings were used. For jumpers, three parallel insulator strings were used.

 

Tower design

For large-size towers, it is necessary to consider the use of double-member angle steels, but maintenance and repair is more difficult; therefore, steel pipe is used for main and diagonal struts. For crossarms, angle steel is used.

Helicopters were used to transport materials to sites where access was particularly difficult; they were not used to assist tower construction. The steel towers were hot-dipped galvanized during manufacturing, but after erection, the parts above 6 m (200 ft) were painted red and white to comply with aviation law.

 

SUMMARY

The double-circuit 765-kV transmission lines in Korea operate at the highest transmission voltage in Asia. The development of this design technology began as a research project at the Korea Electric Power Research Institute (KEPRI) in 1984 and continued until the commercial operation was commissioned. KEPRI developed the 765-kV upgrading technology with Korean manufacturers and other research institutes using the full-scale 765-kV test line.

The design concept for 765-kV transmission was focused on environmental aspects such as corona discharge, EMF and wind noise. The analysis and research on the characteristics of double-circuit 765-kV transmission and substation systems ensure that the future 765-kV transmission system benefits from optimal construction and system operational standards. Since commercial operation in 2002, the 765-kV system has operated trouble-free.

---

Dr. Dong-II Lee received a BSEE degree from the University of Don kook in 1979, a master's degree from the University of In ha in 1983 and a Ph.D from the University of Han yang in 1996. Dong-II Lee held appointments in government and with KEPCO before joining the Korea Electric Power Research Institute of KEPCO in 1985, where he is now group manager of the Transmission Technology Group. His long-term research experience has centered on EHV transmission, environmental and health research issues linked to transmission lines and HVDC transmission. Dong-II Lee is a member of the IEEE/PES, a life member of the KIEE and the Korean delegate on the CIGRE B2 Study (Overhead Transmission) Group. [e-mail]

Chang-Hyo Oh received a BSEE degree from the University of Dong-A in 1981 before joining KEPCO. Oh's engineering career centered on transmission lines, starting design and construction before accepting managerial positions. Currently, he is team manager of the KEPCO's Transmission and Substation department, where he has been involved with design and construction of the 765-kV transmission system projects since 1992. He is also a member of the KIEE. [e-mail]

 

۷۶۵KV LINE CHARACTERISTICS

 

The design of the tower sections

Main and diagonal members — steel pipe

Crossarm and other members — angle steel

 

Number of circuits and phase arrangement

Two circuits, three phases per circuit, vertical array

Each phase: 6-conductor bundle (400-mm [16-inch] spacing)

Conductor: Cardinal 54/7 ACSR
Outside diameter 30.4 mm (1.9 inches)
Rated breaking strength 150 kN (33,800 lb)
Aluminum area 483 mm² (954 MCM)

 

Ground wire, two sets

Alumoweld, 200 mm², OPGW 200 mm² one set for each.

 

Lightning factors

Shield angle: More than -8 degrees or ground-wire arm is 1 m (3 ft) outside of the outermost conductors

20 thunder days per year

Ground resistance : Less than or equal to 15 Ω

Counterpoise wire : Copper-clad steel-stranded cable

 

 

Compact Transmission Line Design

Compact Transmission Line Design

James R. Stewart

	Introduction Introduction
	Compact Line Design Factors
	Sample Special Requirements for Compact Lines
	Compact Line Design Procedure

 

 

 

 

The term "compact transmission line" is used to refer to a line, usually in the 69-230 kV range, which is built with less than traditional phase spacing for these voltages. The opportunity for compaction arises because early lines were designed with generous factors of safety, partly because of the lack of knowledge of design parameters, and partly because of lack of incentive to reduce line size. Phase-to-phase spacing of these early lines was in excess of ten times that required for power frequency voltage air gap flashover. As the utility industry developed, research was directed to the development of increasingly higher transmission voltages. With the development of each new voltage class, increasingly sophisticated analyses of insulator and clearance requirements were made. Clearances were reduced closer and closer to their limiting (flashover) values. Reduced clearances and higher voltages increased the problem of conductor surface electric field and corona phenomena such as radio and audible noise. These problems were addressed in turn by appropriate research.

While new design procedures were instituted for higher (EHV) voltages, little attention was given to application of this body of knowledge to lower voltage lines, and lines in the 115 to 230 kV class were still being designed and constructed according to patterns placed decades earlier. By the 1960's, two factors appeared which called attention to intermediate voltage transmission lines. First, increased attention to the appearance of overhead lines brought results at voltages where new structure concepts could be most readily implemented. Prefabricated steel poles, laminated structures, and armless structures first made their appearance at 115 to 138 kV. Second, the same pressures which prompted improvements in appearance also made new rights-of-way increasingly difficult to acquire, and led a number of utilities to uprate existing circuits to a higher voltage class. This early work gave dimensional constraints, which while quite reasonable by EHV standards, were unprecedented at 115-230 kV. This showed the feasibility of using smaller than traditional spacings at these voltage levels. In the 1970's it became apparent that a more concerted effort was warranted to bring EHV design technology to bear on intermediate voltage circuits. In 1973 Siemens Power Transmission & Distribution, Inc., Power Technologies International , proposed to an agency of the State of New York the construction of a half mile of compact 138 kV transmission line. This, and subsequent work sponsored by EPRI, led to the publication of a compact line design manual and supplement. This work was rounded out with publication of a report on phase-to-phase switching surge behavior of closely spaced conductors. As a result of this work, a number of utilities have constructed compact lines with good success and a few have made compact lines their system standard.

As compact transmission line research progressed, a general study was conducted which sought to explore the theoretical limits of line compaction. This study confirmed an earlier idea that the optimum use of space concerned with transmission lines was the use of high phase order: a number of phase conductors symmetrically placed and energized with voltages whose phasors matched the space vectors defining the conductor locations. Subsequent research on high phase order has not only developed this promising innovation but has added to the body of knowledge available for the design of compact three-phase lines. Other options remain for advancing compact transmission line technology. One of these is the use of covered conductor, for 138 kV lines with as little as two feet between phases. The conductor covering is insufficiently strong to withstand continual stress at line voltage, but is able to withstand momentary contact which may result from ice or wind induced motion. Thus conductors could be allowed to approach within normal bare conductor flashover distance for short times without flashover. While promising, this innovation requires additional research and a prototype application on a utility system.

---

Compact Line Design Factors

Much of the research directed to the development of EHV transmission involved electrical parameters. Some of this was related to line insulation: insulator contamination performance, and insulator and tower window phase-to-ground switching surge performance. Additional work was related to electrical environmental effects: audible, radio, and television noise, and electric and magnetic field coupling to objects in proximity to the line. A considerable body of knowledge was developed together with predictive methods and design data for application to new line configurations.

Much of this electrical work was directly applicable to compact intermediate voltage designs. The largest area of unknowns was in the mechanical performance of compact lines. As spacings were considered as small as three feet, considerations which were previously unimportant became prominent. Among these were wind induced conductor motion, both conductor blow out and differential swinging. Conductor motion due to the release of ice accretions was thought to be possibly limiting. One of the more unusual concerns was magnetic forces resulting from through fault currents. Large current resulting from a fault on some system component other than the compact line but carried through the compact line causes magnetic forces which result in conductor swinging. This swinging might cause the compact line conductors themselves to approach within flashover distance and result in a flashover and tripout on the compact line itself, even though it was not involved in the initial fault. Much of the new research directed to compact line design addressed these mechanical parameters.

Other factors considered in compact line research were lightning performance, live-line maintenance, and code considerations. The latter was significant in that former editions of the National Electric Safety Code specified phase-to-phase separation in excess of that determined to be possible by the compact line research. A subsequent code modification was required to allow the application of compact lines.

Not least, economic considerations of compact line design were addressed. While compact lines are not necessarily less expensive than conventional construction, for many applications they are competitive.

Finally, some unusual questions arose which were addressed. For example, the question was asked if a large bird were to fly between the phases of a 138 kV line with only three feet phase spacing, the bird would bridge a sufficient portion of the air gap to instigate a flashover. Analysis and testing showed that the electric fields surrounding the line conductors are sufficiently intense that birds would not attempt to fly between energized conductors and thus would not cause flashovers.

---

Sample Special Requirements for Compact Lines

Some examples of specific design constraints for compact lines which emerged from this research are:

1. Insulators. Compact conductor spacing requires minimizing conductor motions. This in turn requires use of post insulators at the structures to eliminate insulator swinging which occurs with suspension strings. Porcelain posts can be applied, but significant advantages are achieved by use of synthetic insulators.
2. Conductor Hardware. Conductor separations of the order of three feet at 138 kV result in conductor surface electric fields of the same order as EHV lines. Thus, even though the line is operated at 138 kV, conductor hardware must be of a design which is suitable for EHV application. Otherwise, radio noise will be excessive. Likewise, care must be used in construction of a compact line similar to that for an EHV line to insure that the conductor surface will not be scratched or marred.

Some refinements are possible for special applications but are not always necessary. One of these is the use of in-span insulating spacers to limit conductor motion. Where galloping or ice is a problem, perhaps long or unusually exposed spans, insulating spacers provide an approach to retaining compaction while limiting conductor motion. Spacers located at the 1/3 and 2/3 points of a span reduce the motion considerably more than equivalent span reduction. When ice loads a single conductor of a single span (to take an extreme case), the additional weight is borne by the same conductor on adjacent spans through deflection of the insulators and structures and by elongation of the conductor itself. The conductor attachment points are fixed in height above ground but have some flexibility longitudinally. Spacers on the conductors are free to move vertically. Consequently, an ice load on a single conductor of a single span is borne by all three conductors by action of the spacers. Thus, when the ice is released, some of the energy goes into bundle motion of the three conductors as well as motion of the loaded conductor. More mechanical modes are coupled by the spacers, resulting in each mode having less energy than would be possible without spacers, and therefore reduced overall motion. While it may be a novel thought, it could be argued that in exposed locations it would be better to build a compact line with spacers which are themselves stiff, rather than to use generous clearances and retrofit if necessary with long flexible spacers.

---

Compact Line Design Procedure

Compact lines, because of reduced design margins, require more rigorous analysis of insulation and mechanical parameters to ensure adequate reliability than is required for conventional lines. Steps in the design are:

• Consideration of alternate configurations
• Selection of phase spacing
• Power frequency air gap spacing
• Switching surge design
• Phase-to-ground
• Phase-to-phase

Radio noise (other electrical environmental effects)

Conductor motion

• Wind
• Ice
• Fault currents

Selection of Insulators (and insulating spacers)

Lightning

Economics

Maintenance

Codes

These steps are interactive, and usually several iterations are required before an acceptable solution is achieved.

 

توزيع پتانسيل و ميدان الكتريكي در طول مقره‌هاي سيليكوني با قطرات آب

مهندس هادي خسروي- مهندس منصور حجابي

مطالعه فلش اور در مقره‌هاي سليكوني با آلودگي مصنوعي در تستهاي مه‌نمكي نشان مي‌دهد كه تخليه روي مقره كاملاً آلوده تابع مسير نشتي در طول سطح مقره است. در مقره‌هايي كه بصورت تكه‌تكه آلوده مي‌شوند، تخليه در مسير آلوده تابع مسير نشتي در قسمت آلوده سطح مقره است. وجود قطرات آب و لايه‌هاي آلودگي شدت ميدان الكتريكي را روي سطح مقره‌هاي سيليكوني افزايش مي‌دهد. بنابراين مطالعه توزيع پتانسيل وميدان الكتريكي در مقره‌هاي سيليكوني تحت شرايط مرطوب و آلوده، براي درك عميق شروع مكانيزم فلش اور ناشي از آلودگي بسيار مهم است.
قطرات آب نقشهاي متعددي در فلش اور ناشي از‌ آلودگي و پيري مقره‌هاي سيليكوني ايفا مي‌كند كه عبارتند از:
1- قطرات به علت پرميتيويته و رسانايي بالايشان ميدان الكتريكي را بشدت زياد مي‌كند.
2-  تخليه‌هاي كروناي سطحي از قطرات آب، مواد چتركهاي مقره را پير مي‌كند.
3- تخليه كرونا خاصيت آبگريزي در قسمتهايي از سطح را از بين مي‌برد و سبب گسترش قطرات و بهم پيوستن آنها مي‌شود.

1- بدست آوردن مدل:
در اولين قدم، يك مدل نمونه بايدبدست آورد تا مشخصات اصلي توزيع ميدان الكتريكي اطراف قطره آب مطالعه شود. به همين دليل، يك سطح سيليكون رابر مسطح آبگريز با يك قطره آب مجزاي براي مطالعه افزايش ميدان الكتريكي در اطراف قطره آب مورد استفاده قرار گرفته است. براي ساده سازي بيشتر، قطره آب مجزاي منفردي كه نيمكره آن در شكلها آمده است فرض مي‌كنيم.
يك مقره بشقابي عمودي را فرض مي‌كنيم كه قطرات آب ساكن روي چترك و sheath عمورد بر خطوط هم پتانسيل قرار دارند. براي نشان دادن ناحيه sheath و ناحيه چترك مقره، دو الكترود با يك صفحه سيليكون رابر به ابعاد (cm10*cm10*cm10) را فرض مي‌كنيم. هدايت نسبي مواد سيليكوني 3/4 است.
دو الكترود به فاصله 10 سانتي‌متر و صفحه سيليكون دردو موقعيت متفاوت قرار مي‌گيرد. ناحيه sheath بوسيله صفحه سيليكوني كه بين دو الكترود مانند اسپيسر قرار گرفته است شبيه‌سازي مي‌شود و صفحه سيليكوني بصورت موازي، بين دو الكترود، براي شبيه‌سازي ناحيه چترك قرار مي‌گيرد.
در هر دو مورد ولتاژ اعمالي 100 ولت است كه ميانگين شدت ميدان الكتريكي v/cm (10= (10/100)) است. هدايت نسبي آب 80 است.

تجزيه و تحليل افزايش ميدان الكتريكي بوسيله قطرات آب
خطوط هم پتانسيل و خطوط ميدان الكتريكي اطراف قطره آب كه روي صفحه سيليكوني قرار گرفته است، ناحيه sheath و ناحيه چترك را شبيه‌سازي مي‌كند كه به ترتيب در شكلهاي 2 و 3 نشان داده شده است. خطوط پيوسته براي نشان دادن خطوط هم پتانسيل وخط چين‌ها براي مسير ميدان الكتريكي بكار رفته است.
از شكلهاي 2 و 3 چنين به نظر مي‌رسد كه وجود قطره آب سبب انحراف قابل توجهي در ترتيب خطوط هم پتانسيل و مسير ميدان الكتريكي در اطراف قطره اب شده است. براي ناحيه sheath شبيه‌سازي شده، شدت ميدان الكتريكي در خطوط مرزي قطره آب؛ هوا و مواد عايقي بشدت زياد شده است. براي ناحيه چترك شبيه‌سازي شده شكل 3، شدت ميدان الكتريكي در نوك قطره آب زياد شده است.
بردار شدت ميدان الكتريكي هم از نظر كميت و هم از نظر جهت در طول سطح مقره آب تغيير مي‌كند. بدنبال اين تغييرات، كميتهاي متعددي تغيير مي‌كنند كه بعنوان مثال مي‌توان به مولفه‌هاي x و y و z بردار شدت ميدان الكتريكي يا كميت بردار اشاره كرد.
كميت شدت ميدان الكتريكي روي سطح قطره آب در ناحيه sheath و ناحيه چترك، بترتيب در شلكهاي 4 و 5 نشان داده شده است. هر نقطه روي سطح قطره آب بوسيله سه مولفه x و y و z مشخص شده است.
در حقيقت بعد چهارمي نياز است تا توزيع كميت (بزرگي) شدت ميدان الكتريكي را نشان دهد. به عبارت ديگر، بايد بتوانيم توزيع شدت ميدان الكتريكي روي سطح قطره آب را بوسيله دياگرام سه بعدي نشان دهيم. به عبارت ديگر، تمام نقاط روي سطح قطره آب بوسيله تصوير آنها روي صفحه x و y نشان داده مي‌شود. بنابراين بعد z مي تواند براي نشان دادن كميت بردار شدت ميدان الكتريكي درتمام نقاط سطح قطره آب استفاده شود.
واحدهاي x و y به سانتيمتر و شدت ميدان الكتريكي به v/cm است.
براي قطره در ناحيه sheath بيشترين مقدار شدت ميدان الكتريكي روي سطح قطره آب و در سطوح مرزي قطره آب، هوا و مواد عايقي است كه v/cm 29 است شكلهاي 2 و 4 و براي قطره در ناحيه چترك، حداكثر مقدار شدت ميدان الكتريكي در بالاي قطره اب است كه v/cm 6/27 است شكلهاي 3 و 5
اگر هدايت نسبي و رساناي قطره آب با هم مطالعه شوند حداكثر مقدار شدت ميدان الكتريكي ذكر شده در بالا كم است. اگر هدايت نسبي 80 باقي بماند و رسانايي s/cmµ 250 است، حداكثر مقدار شدت ميدان الكتريكي براي قطره آب در ناحيه sheath برابر v/cm 5/35 و در ناحيه چترك v/cm7/31 است كه افزايش ميدان الكتريكي زياد است.

تجزيه و تحليل توزيع پتانسيل تحت شرايط باراني و مه‌اي
مقره‌اي سيليكوني با چهار چترك كه ابعاد آن در شكل 6 آمده است مدل مي‌شود. براي كاهش زمان محاسبات فقط يك قسمت 10 درجه از سطح چترك مدل شده است و ولتاژ اعمالي 100 ولت است. سه مدل زير براي شبيه‌سازي شرايط آب و هوايي خاص مورد استفاده قرار گرفته است.

1- مدل خشك و تمييز:
اين مدل براي مقره‌هاي سيليكوني تمييز و خشك بكار مي‌رود.

2- مدل باراني:
در اين مدل، هفت قطره آب روي هر سطح 10 درجه چترك فرض مي شود كه 256=36*7 قطره روي هر چترك و 1008=4*252 قطره آب روي چهار چترك مقره مي‌افتد. شكل تمام قطرات آب نيمكره با قطره mm2 است. هدايت نسبي قطرات آب 80 و رسانايي آنها µs/cm 250 است. سطح عمودي sheath و زير چتركها خشك است.

3- مدل مه‌اي:
در اين مدل توزيع قطره آب شبيه‌ مدل باراني است، با اين تفاوت كه زير چتركها بوسيله لايه نازك آب پوشانده شده است. هدايت نسبي قطرات آب 80 و رسانايي آنها µs/cm 250 است.
خطوط همپتانسيل در هر سه مورد فوق در شكل 7 نشان داده شده است. شكل (7-الف) توزيع يكنواخت ميدان الكتريكي در طول قره تمييز و خشك را نشان مي‌دهد. (7-ب) نشان مي‌دهد كه فرض كردن شرايط باراني، شدت ميدان الكتريكي را در اطراف نواحي انتهاي چترك به آرامي نسبت به مدل خشك و تمييز كم مي‌كند. وجود قطرات آب روي چتركهاي، توزيع ميدان الكتريكي را روي هم رفته كمي غيريكنواخت‌تر از حالت خشك مي‌كند، (البته شدت ميدان الكتريكي موضعي در اطراف هر مقره آب بيشتر است). نتيجه اينكه، ميدان الكتريكي روي هم رفته، در مناطق محل تقاطع سه گانه (پوشش، هوا و فيتينگها) كمي كوچكتر از حالت خشك و تمييز است. در نهايت شكل (7-ج) نشان مي‌دهد كه فرض كردن مدل شرايط مه‌اي، نواحي خشك در طول sheath مقره، حداكثر مقدار ولتاژ را تحميل مي‌كند. شدت ميدان الكتريكي روي هم رفته در طول نواحي انتهايي مقره بيشتر از حالت خشك تمييز است.

Applying Pole-Mounted Overvoltage Protection

A modern distribution system that feeds a facility having a significant environment of susceptible electronic equipment requires protection against lightning-induced overvoltages. And when an overhead power line — whether utility or end-user-owned — feeds that system, you need some sort of surge protection for the conductors on the riser pole that feed from the power line and connect into the service-entrance equipment. (See Sidebar, “Lightning and Underground Power and Signal Lines,”.)

Let's talk about some critical design and installation rules you should follow when designing and installing a pole-mounted overvoltage protection scheme.

Sizing surge arresters. Here are some important parameters you must consider when sizing lightning surge arresters.

Ratings. The basic impulse insulation level (BIL) of a power cable decreases as it ages, making it more susceptible to overvoltages. Therefore, it's important that you optimize any cable protection to avoid insulation breakdown and arcing, which can induce noise into an internal distribution system.

In doing so, it's critical that you do not determine the rating of the required protection simply by matching the arrester discharge rating with the cable BIL rating. You must also consider the phenomenon of voltage doubling, where a traveling overvoltage wave reaches a point of high resistance, such as at an open switch in a circuit, and reflects back with an amplitude almost double that at the point of reflection.

Protective margin (PM). This parameter is a measure of a surge arrester's ability to protect a piece of equipment or a system. The calculation involves the BIL withstand rating of the item to be protected and the arrester discharge level, which is usually listed in product literature and/or nameplates as “10kA IR discharge voltage of xxkV.”

Let's take a look at a sample PM calculation. Suppose you have power cables with 125kV BIL rating tapped from an overhead 24.9kV power line and feeding the primary of a padmount transformer. You want to know if a typical silicon-carbide (SiC) arrester mounted at the riser pole with a listed discharge level of 67kV is adequate.

At first glance, this arrester discharge level seems acceptable. But, if voltage doubling occurs within the cable, the surge voltage could rise to twice 67kV, or 134kV.

You can determine the PM by dividing the difference of the cable BIL rating minus twice the arrester discharge level and dividing the result by the cable's BIL. In other words, PM = (125kV - 134kV) ÷ 125kV = -9kV ÷ 125kV = -0.072. Rounding this value off, the PM is -7%. Because the PM is negative, you shouldn't use the SiC arrester because it cannot provide the required protection.

Some modern arresters, such as metal-oxide varistor (MOV) arresters, have lower and more consistent discharge protective levels than old-style SiC arresters. In fact, a typical MOV distribution arrester could have a 10kA IR discharge voltage of 59kV. So, if we double this rating, we get 118kV. Then, PM = (125kV - 118kV) ÷ 125kV = 7kV ÷ 125kV = 0.056 or approximately 6%.

Also, a typical MOV pole-mounted arrester, which is a higher-quality product, could have a 10kA IR discharge voltage of 52kV. Doubling this, we get 104kV. Then, PM = (125kV - 104kV) ÷ 125kV = 21kV ÷ 125kV = 0.168 or approximately 17%. These two types would provide adequate protection.

A note of caution here: The actual PM offered by an arrester will vary from the calculated PM value. This is because the surge protection industry calculates BIL margin percentages on the basis of the industry-standard 8×20-microsecond wave shape. (See March issue “Understanding Transients: A Primer” on page 38.) However, the actual wave shape of a lightning surge can be much faster than that of the 8×20-microsecond wave shape.

Surge arrester lead length. Lead length is a very important consideration in designing and/or installing the connections between pole-mounted surge arresters and medium-voltage (MV) cable terminators. PMs calculated from arrester catalog data don't include allowances for this variable.

Lead length is the combined length of the line lead and ground lead length in series with the arrester and in parallel with the device or cable being protected. For example, in Fig. 1 below, we see the arrester mounted near the MV cable stress termination, a line lead length of 12 inches, and a ground lead length also of 12 inches. So, the total arrester lead length is 24 inches.

 

Fig. 1. This mounting arrangement of a surge arrester and medium voltage (MV) cable stress termination on a riser pole results in an arrester lead length of 24 inches.

The commonly accepted method of determining the effect of lead length on arrester operation is to use an inductance of 0.4 microHenries per foot of lead length and a lightning current rate-of-rise of 4000A per microsecond to determine L × di/dt voltage drop of the installation. Using this method, calculations show a 1.67kV addition to the discharge voltage of the arrester per foot of arrester lead length. This increase in discharge voltage actually reduces the extent of PM on the system.

In the installation shown in Fig. 1, the effective 10kV IR discharge voltage rating of the riser-pole arrester is increased from 52kV to 55.2kV as a result of the addition of 24 inches of lead length.

While this increase may appear relatively small, it's critical when you consider the voltage-doubling effect, as previously mentioned. Here, voltage doubling will reduce the BIL PM from approximately 17% to almost 12%. As you can see, it's very important that you keep the arrester lead length as short as possible in all arrester installations, especially in critical situations such as cable protection.

 

Fig. 2. This mounting arrangement of a surge arrester and MV cable stress termination on a riser pole eliminates the 12-inch line lead length, leaving only a 12-inch ground lead length.

Figure 2 below shows a similar installation except that we take the line lead directly to the arrester before going to the MV cable stress termination. This virtually eliminates all arrester lead length on the line side since, by definition, no lead is in series with the arrester while being in parallel with the cable termination. The total lead length is reduced to 12 inches, which is the length of the ground lead.

Figure 3 below carries the length reduction one step further. Here, the arrester is mounted between the MV cable stress termination and the pole ground. This installation has zero line and zero ground lead length. As such, lead length has no detrimental effect on the protective characteristics of this installation.

Keep in mind that pole-mounted overvoltage protection is your first line of defense. To effectively apply a complete overvoltage protection system, you must coordinate your use of large-capacity current-diverting devices at the service entrance with progressively lower voltage-clamping devices. If not done properly, you run the risk of having any excess energy not handled by the upstream protection devices, damaging connected load equipment.

Sidebar

Lightning and Underground Power and Signal Lines. At first glance, running power and communications/control circuit conductors underground seems more practical, in terms of protecting susceptible electronic devices and equipment from lightning-induced voltage surges, than installing them overhead. This is not necessarily the case for two reasons

Fig. 3. This mounting arrangement of a surge arrester and MV cable stress termination on a riser pole effectively reduces the arrester lead length to zero. This is achieved by connecting both the line lead and ground lead directly to the arrester.

·         The earth is a conductor, and

·         The vast majority of underground installations use nonmetallic conduits (sometimes concrete-encased) for physical protection.

For underground lines, it's hard to visualize a direct lightning strike. However, a phenomenon similar to the one affecting overhead lines does take place. As a result of lightning discharge, electromagnetic fields are induced not only on the surface of the earth but also in the earth itself. These fields, and the accompanying currents and voltages, diminish roughly as the square of the distance from the strike, and with the resistance of the soil.

This rapidly fluctuating field in the earth induces voltages and currents in nearby objects such as underground cables in nonmetallic conduits in duct banks. In turn, these induced voltages and currents create another electromagnetic field — one that opposes the field created by the lightning. A side flash of very high voltage then occurs to try to equalize the potentials of the fields, thereby inducing noise into underground circuits and possible ground loops that can corrupt communications and data circuit signals. This induced noise requires you to provide a further level of surge protection.

If you use rigid metallic conduit in a concrete duct bank, its effect is to shield the susceptible equipment circuits from these electromagnetic fields. Nonmetallic conduit does not provide this protection.

بررسي فني واقتصادي استفاده از کابل خودنگهدار در شبکه توزيع غرب استان تهران

بررسي فني واقتصادي استفاده از کابل خودنگهدار در شبکه توزيع غرب استان تهران

نام نويسندگان : مهندس مهدي شهروزي،مهندس عليرضاظهيرکاشاني، مهندس وحيد مهين

شرکت مهندسي مشاور نيروي آذربايجان (منا)

کلمات کليدي : کابل خودنگهدار ، massenger ، پلي اتيلن کراس لينک XLPE

مقدمه : از اين سيستم کابل مي توان بطور موقت يا دائم استفاده نمود . از نظر اجرايي و نگهداري، هزينه اين سيستم بين سيستم هوايي با خطوط بدون عايق و سيستم کابل کشي زميني مي باشد . اين سيستم در محلهايي که فضاي لازم براي کابل کشي کم و يا گران مي باشد مناسب است و عوامل ديگري که باعث برتري اين سيستم بر سيستمهاي هوايي مي شود نصب و اجراي سريع و ساده ، ايمني و صورت ظاهري و کنترل زيست محيطي آن مي باشد. مي توان از اين کابلها بطور موقت نيز استفاده نمود تا اينکه شبکه دائمي (زميني يا هوايي ) منطقه مورد نظر آماده شود . علاوه بر موارد بالا، ين سيستم، براي شرايط ذيل نيز مناسب است :
- در مناطقي که لازم است شرايط زيست محيطي آن دست نخورده باقي بماند و يا اينکه تغييرات بوجود آمده در آن حداقل باشد .
- براي دادن تغييرات در شبکه و يا توسعه آن
- براي خط ورودي و يا خروجي به پست ترانسفورماتور يا ايستگاهها، زيرا که با استفاده از اين کابل نيازي به مقره هاي عايقي نمي باشد .
- از اين کابلها که وزن آن ها کم بوده و داراي عايق پلي اتيلن کراس لينک (XLPE )مي باشند، در شبکه هاي هوايي براي ولتاژهاي ماکزيمم 12، 24، 36 کيلوولت استفاده مي شود .
چکيده : در مواردي که استفاده از خطوط با هاديهاي لخت منجر به بروز حوادث گذرا مي شود و يا اينکه رعايت حريم و ساير نکات فني و ايمني شبکه برق مقدور نيست استفاده از کابلهاي خود نگهدار هوايي راه حل منطقي است . از عمده ترين اين موارد مي توان به مسيرهايي اشاره نمود که داراي عرض کم بوده و يا در آنها موانعي از قبيل رديف درختان وجود دارد .
همانطور که مي دانيم کابلهاي خود نگهدار داراي هادي آلومينيومي و عايق پلي اتيلن کراس لينک مي باشند و براي نصب اين کابلها برروي پايه ها نياز به يک سيم نگهدارنده (massenger ) مي باشد که جنس اين سيم براي کابلهاي 20kv از فولاد و براي کابلهاي فشار ضعيف از آلياژ آلومينيوم مي باشد . در کابل خود نگهدار فشار ضعيف از سيم نگهدارنده بعنوان سيم نول نيز استفاده خواهد شد .
در طراحي خطوط با کابلهاي خودنگهدار در دو سطح ولتاژ فشار متوسط و فشار ضعيف به ترتيب سطح مقطعهاي زير مورد نظر قرار گرفته است که اين طراحي قابل تعميم براي سطح مقطعهاي ديگر نيز مي باشد .
سطح مقطع mm2 65+ 120× 3 براي فشار متوسط و 70+25+95×3 براي فشار ضعيف که سيم نگهدارنده آنها به ترتيب 65 و 70 مي باشد و سطح مقطع 25 در فشار ضعيف براي سيستم روشنايي معابر مي باشد.
1- استاندارد کابلهاي هوايي خود نگهدار
1-1- استاندارد کابل خود نگهدار فشار ضعيف(Standard For Selfsupporting Over head Cables for 0.4 kv)
1-1-1- ولتاژ نامي : ولتاژ نامي 0.6/1kv است
1-1-2- هاديها : هاديها از آلومينيوم رشته اي بهم تابيده، دايره اي شکل بهم فشرده ( مثلاً هادي به اندازه 16mm2 که از آلومينيوم يکپارچه است ) مي باشند .
1-1-3- عايق 1-1-3-1 ) مواد : عايق بايستي پلي اتيلن مخصوص با تراکم زياد و سياه رنگ مقاوم در مقابل جو باشد .
1-1-3-2 ) شناسايي فاز : در امتداد طول هر فاز(هادي) عايق شده برآمدگيهاي مشخص به تعداد 2 و 3 و يا 4 عدد وجود دارند تا بتوان به کمک آنها فازها را از يکديگر شناسايي نمود .
1-1-4- نگهدارنده يا سيم حامل ( هادي خنثي – massenger ) : نگهدارنده يا سيم حامل يک هادي بايد از آلياژ آلومينيوم
متشکل از هفت سيم کشيده ازميله که با فرآيند ريختگي مداوم و پيچيدن توليد شده است باشد.
هيچگونه مفصل و يا اتصالي در نگهدارنده ( مسنجر) مجاز نمي باشد مگر اينکه اين اتصال در ميله و يا سيم اصلي قبل از کشيدن نهايي انجام شده باشد . نگهدارنده بايد دايره اي شکل – رشته اي تابيده شده و بهم فشرده باشد .از نگهدارنده بعنوان هادي خنثي نيز استفاده مي شود . پس از عايقکاري براي شناسايي نگهدارنده (مسنجر) آنرا با يک برآمدگي مقاوم طولي که بوضوح قابل ديدن است مشخص مي نمايند ( شکل 1 )
1-1-5- طرح : کابل متشکل از يک يا چهار هادي آلومينيوم با عايق پلاستيکي تابيده شده بر روي يک نگهدارنده از آلياژ آلومينيوم که عايق شده و يا لخت مي باشد . منسجر همچنين هادي خنثي نيز مي باشد .
1-1-6- علامت هاي مشخص شده بر روي کابل : در طول کابل ، آنرا با نام توليد کننده و سال توليد مشخص مي نمايند و فاصله اين علائم کمتر از 20cm است . اين علائم بر روي عايق حک مي شود.
1-1-7- آزمونهاي نوعي Type test : آزمونهاي نوعي ( تايپ تست ) حداقل برروي يک نمونه از هر نوع کابل مورد نظر انجام مي شود . چنانچه يک نمونه از همان نوع کابل وليکن با اندازه متفاوتي آزمون نمونه اي شده باشد و نتايج رضايت بخش باشند کابل مورد نظر را مي توان از لحاظ اين آزمون مورد تأئيد دانست . چنانچه مواد ساختمان و يا روش توليد عوض شوند بايستي آزمون نوعي را در هر مورد تکرار نمود .
1-1-7-1 ) آزمون ولتاژ 1-1-7-2 ) اندازه گيري مقاومت هاديها و نگهدارنده ( massenger )
1-1-8- آزمونهاي مکانيکي و فيزيکي : اين آزمونها براي هر هادي از کابل بطور جداگانه انجام مي شوند .
1-1-8-1 ) مشخصه هاي فيزيکي و مکانيکي عايق 1-1-8- 2 ) آزمون خمش
1-1-8-3 ) استقامت کششي نگهدارنده ( massenger ) 1-1-8-4 ) آزمون تشعشع خورشيدي ( مشابه سازي درآزمايشگاه )

نيازمنديها	روش آزمون	واحد	خواص
0/1 … 0/5	IEC – 540	g/10min	Meil Index
20	IEC – 540	N/mm^2	Tensile  strength . min . change after
±25 400	IEC – 540	% %	Ageing^(1) , max. Elonation at break , min . –change a after
±25 2/60±0/25	IEC -538	% %	Ageing^(1) , max. Carbon black content
24 3	Astm dD1693- 70 IEC 538	H %	Resistance to environ- mental stress cracking ^(2) shrinkage at 115^˚c, 24h , max

      1)       100^˚c, 240 h
2)       Tested in 10% solution . The test pieses shall be prepared from a test plate mol ded of raw matrial granules.

جدول (1) خواص عايق ها

1-1-9- آزمونهايي براي کابلهاي تحويل شده
1-1-9-1 ) آزمون ولتاژ

 

جدول (2) مشخصات کابل هاي هوايي خود نگهدار بدون هادي روشنايي معابر

سطح مقطع کابلهاي خود نگهدار (mm^2 )	هادي فازها		خودنگهدار (massenger)		هادي به همراه خودنگهدار
	سطح مقطع هادي(mm^2)	ضخامت کلي هادي^(1)(mm)	ضخامت کلي ^(1)(mm)	نيروي کشش (KN)	ضخامت کلي کابل/ضخامت کابل بدون خودنگهدارmm	وزن کابل/ وزن کابل بدون خودنگهدارKg/Km
1*16+25	1*16	4.5	6.0	7.4	19-21	130/150
3*16+25	3*16	4.5	6.0	7.4	19-21	250/270
3* 25+25	3* 25	6.0	60.	7.4	22-24	330/360
3*50+35	3*50	7.0	6.0	7.4	24-26	430/460
3*50+35	3*50	8.4	7.0	10.3	28-30	580/610
3*70+50	3*70	9.9	8.4	14.2	34-36	830/870
3*95+70	3*95	11.7	9.9	20.6	39-41	1120/1200
3*120+70	3*120	13.2	9.9	20.6	42-45	1370/1450

جدول (3) مشخصات کابل هاي هوايي خود نگهدار يا هادي روشنايي معابر

سطح مقطع کابلهاي خود نگهدار(mm^2 )	هادي فازها		هادي روشنايي معابر	خودنگهدار (massenger)		هادي به همراه خودنگهدار
	سطح مقطع هادي(mm^2)	سطح مقطع هادي(mm^2)	ضخامت کلي هادي^(1)(mm)	نيروي کشش (KN)	ضخامت کلي ^(1)(mm)	ضخامت کلي کابل/ ضخامت کابل بدون خودنگهدارmm	وزن کابل/ وزن کابل بدون خودنگهدارKg/Km
1*16+16+25	1*16	4.5	4.5	6.0	7.4	19-21	190 /210
3*16+16+25	3*16	4.5	4.5	6.0	7.4	19-21	310/330
3*25+16+25	3*25	6.0	4.5	6.0	7.4	22-24	390/42
3*35+16+25	3*35	7.0	4.5	6.0	7.4	24-26	490/510
3*50+16+35	3*50	8.4	4.5	7.0	10.3	28-30	640/670
3*70+16+50	3*70	9.9	4.5	8.4	14.2	34-36	890/930
3*95+16+70	3*95	11.7	4.5	9.9	20.6	39-41	1180/1250
3*120+16+70	3*120	13.2	4.5	9.9	20.6	42-45	1430/1500

1-      ميانگين با دوبار اندازه گيري در زاويه هاي قائمه براي يک مقطع بدست مي آيد .

جدول (4) مقاومت و ضخامت عايق و هادي هاي کابل هاي خودنگهدار هوايي

ضخامت هادي کابل خو نگهدار mm^2	مقاومت DC در دماي 20^˚C	Ω/Km	ضخامت متوسط عايق^(1) کابل خود نگهدار mm
	هادي فاز	هادي خنثي
16	1.91	___	1.0
25	1.20	1.38	1.0
35	0.868	0.986	1.0
50	0.641	0.720	1.2
70	0.443	0.493	1.4
95	0.320	___	1.4
120	0.253	___	1.6

ماکزيمم مقدار مقاومت     DC هادي هاي روشنايي معابر ( 16mm ) برابر  است با       1/9(Ω/Km)رادر20c ميباشد.

1-1-9-2) آزمونهاي نمونه : آزمونهاي حداکثر برروي ده درصد طول کابلهاي توليد شده انجام شده اگرچه حداقل برروي يک طول کابل انجام ميشود.

1-1-9-2-1) کنترل ساختماني : ساختمان و ابعاد کابل بايد تست شود و همچنين مقادير لازم در جداول شماره هاي 2 ، 3 و 4 آمده اند .

1-1-9-2-2 ) اندازه گيري مقاومت هاديها و نگهدارنده  : اندازه گيري مقاومت برروي نمونه اي از کابل بطول حداقل ده متر انجام مي شود . مقادير مورد نياز در جدول شماره 4 آمده است .

1-2-استاندارد کابلهاي خود نگهدار فشار متوسط ( ولتاژهاي نامي 10 تا 30 کيلوولت )

Standard For Selfsupporting Over head Cables for 10-30 kv

1-2-1-طرح کابل : اين سيستم شامل سه کابل تک رشته اي مي باشد که برروي نگهدارنده ( massenger ) فولادي تابيده شده اند و نگهدارنده سيمي است که کابلها را نگهداشته ولي جريان از آن عبور نمي کند

ضمناًخواص الکتريکي درجدول شماره 5 و خواص فيزيکي در جدول شماره 6 آمده است(کابل خودنگدار متوسط)

شماره و سطح مقطع هادي ها (mm^2)	ماکزيمم مقاومت DC در 20^˚C (km/ Ω )	ميزان مقاومت  AC در فرکانس 50^HZ ( Km/ Ω )	راکتانس تقريبي در 50^HZ Km)/ Ω (	ظرفيت خازني (کاپاسيتانس ) تقريبي Km)/ μf (	ماکزيمم بار دائم (A )	ماکزيمم جريان اتصال کوتاه در 1 ثانيه (KA)
3*35	0.868	0.002	0.14	0.21	115	3.4
3*70	0.443	0.002	0.13	0.26	175	6.7
3*120	0.253	0.003	0.12	0.32	250	11.4
3*185	0.164	0.003	0.11	0.37	320	17.5

جدول (5-1) خواص الکتريکي کابل هاي 12 کيلوولت

شماره و سطح مقطع هادي ها (mm^2)	ماکزيمم مقاومت DC در 20^˚C (km/ Ω )	ميزان مقاومت AC در فرکانس 50^HZ ( Km/ Ω )	راکتانس تقريبي در 50^HZ Km)/ Ω (	ظرفيت خازني (کاپاسيتانس ) تقريبي Km)/ μf (	ماکزيمم بار دائم (A )	ماکزيمم جريان اتصال کوتاه در 1 ثانيه (KA)
3*35	0.868	0.002	0.16	0.15	120	3.4
3*70	0.443	0.003	0.14	0.18	180	6.7
3*120	0.253	0.003	0.13	0.22	250	11.4
3*185	0.164	0.003	0.12	0.25	325	17.5

جدول (5-2) خواص الکتريکي کابل هاي20 کيلوولت

شماره و سطح مقطع هادي ها (mm^2)	ماکزيمم مقاومت DC در 20^˚C (km/ Ω )	ميزان مقاومت AC در فرکانس 50^HZ ( Km/ Ω )	راکتانس تقريبي در 50^HZ Km)/ Ω (	ظرفيت خازني (کاپاسيتانس ) تقريبي ( Km/ μf (	ماکزيمم بار دائم (A )	ماکزيمم جريان اتصال کوتاه در 1 ثانيه (KA)
3*35	0.868	0.003	0.18	0.12	120	3.4
3*70	0.443	0.002	0.16	0.15	180	6.7
3*120	0.253	0.004	0.15	0.18	250	11.4
3*185	0.164	0.004	0.14	0.20	325	17.5

جدول (5-3) خواص الکتريکي کابل هاي 36  کيلوولت

شماره و سطح مقطع هادي ها (mm^2)	جرم تقريبي آلومينيوم  ( Kg /Km)	جرم کلي ( تقريبي ) (Kg /Km)	ماکزيمم  ضخامت (mm^2)
3*35	400	1850	55
3*70	680	2300	61
3*120	1100	3000	68
3*185	1700	3700	75

جدول (6-1) خواص فيزيکي کابلهاي 12 کيلوولت

شماره و سطح مقطع هادي ها (mm^2)	جرم تقريبي آلومينيوم ( Kg /Km)	جرم کلي ( تقريبي ) (Kg /Km)	ماکزيمم  ضخامت (mm^2)
3*35	420	2300	64
3*70	700	2850	70
3*120	1150	3600	77
3*185	1700	4400	84

جدول (6-2) خواص فيزيکي کابلهاي 24 کيلوولت

شماره و سطح مقطع هادي ها (mm^2)	جرم تقريبي آلومينيوم ( Kg /Km)	جرم کلي ( تقريبي ) (Kg /Km)	ماکزيمم  ضخامت (mm^2)
3*35	450	3100	76
3*70	750	370	82
3*120	1150	4500	89
3*185	1750	5400	95

جدول (6-3) خواص فيزيکي کابلهاي  36 کيلوولت

 

رديف	تعداد رشته ها و سطح مقطع (ميليمتر مربع)	شدت جريان در شرايط متعارف ( آمپر )
1	25+16×1	78
2	25+35×3	125
3	25+16+16×3 روشنايي معابر	78
4	25+16+35×3	125
5	50+16+70×3	192
6	70+16+95×3	239

جدول 7- مقاطع استاندارد کابل خود نگهدار هوايي براي شبکه فشار ضعيف (0/4Kv )

 

رديف	تعداد رشته ها و سطح مقطع (ميليمتر مربع)	شدت جريان در شرايط متعارف ( آمپر)
1	35 ×3	120
2	70 ×3	180
3	120 ×3	250

جدول 8-  مقاطع استاندارد کابل خود نگهدار هوايي براي شبکه فشار متوسط ( 20Kv )

يادآوري:

·     جنس هادي از آلومينيوم و جنس عايق کابل از نوع پلي اتيلن يا پلي اتيلن کراس لينک (XLPE  ) است .

·     درجه حرارت محيط در شرايط متعارف 20˚^c + مي باشد .

·     حداکثر درجه حرارت هادي 90˚^c .

2-طراحي خطوط فشار متوسط و فشار ضعيف با کابل خود نگهدار

در پروژه اي به همين نام بررسي کاملي بر روي طراحي خطوط با کابل خود نگهدار انجام پذيرفته و در اين مقاله نمي گنجد.

3-ايمني سيستم کابل خودنگهدار

شناسايي هادي خنثي در زمان اجرا و نگهداري آسان است .

-         هيچگونه خطري افراد و يا حيواناتي که بطور تصادفي کابل را لمس مي کنند تهديد نمي کند و مخصوصاً کابلهايي که بر روي ديوارها نصب مي شوند.

-         آتش سوزيهاي ناشي از اتصال کوتاه خيلي نادر مي باشند .

-         احتمال افزايش اضافه ولتاژ ناشي از رعد وبرق کم است.

4-قابليت اطمينان سيستم کابل خود نگهدار

-         جرقه هاي ناشي از اضافه ولتاژهاي ضربه اي به ندرت اتفاق مي افتد .

-         عايق در مقابل جو خيلي مقاوم است .

-         ساختمان کابل بنحوي است که خود ميراکننده است .

-         ارتعاشات ناشي از باد و غيره از بين رفته (ميراشونده) و لذا استفاده از اسپنهاي بزرگتر ممکن است .

-         اضافه ولتاژهاي ناشي از رعدو برق باعث بروز نواقص کنتورهاي اندازه گيري مشترکين نمي شود.

-         هيچگونه قطعي برق بعلت تماس اشجار يا حيوانات با کابل که موجب اتصال کوتاه بشود بوجود نمي آيد .

-         همچنين تجربه نشان داده است که معايب به وجود آمده در هاديهاي لخت سه تا پنج برابر بيشتر از اين سيستم کابل مي باشد .

5-مسائل اقتصادي

-         از تيرهاي ( پايه هاي ) سبکتر و کوتاهتري مي توان استفاده نمود .

-         براي هر هادي عايق کننده جداگانه اي نياز نمي باشد .

-         هزينه هاي اوليه اين سيستم کمتربوده زيرا که مي توان با بالابردن مقاومت سيستم، کابلهاي زياد ديگري بر پايه هاي موجود نصب نمود .

-         در اين سيستم مي توان اين سيستم کابلها را برروي ولتاژ فشار متوسط و کابلهاي مخابراتي نصب نمود .

-         حريم اين کابلها کوچکتر است .

-         مفصل زدن خيلي ساده است زيرا فقط يک هادي ( هادي خنثي – نگهدارنده ) نياز به مفصل کششي دارد .

-         هزينه هاي کشيدن کابل کمتر است زيرا که همه هاديها بطور همزمان باهم کشيده مي شوند.

-         تجربه نشان داده است که هزينه اجراي اين سيستم 10 الي 60درصد کمتر از سيستم سيم هاي هوايي لخت ميباشد .

6-فوايد ديگر اين سيستم

-         راکتانس اين سيستم کابلهاي خود نگهدار 4/1  خطوط سيم لخت مشابه مي باشد و در اين صورت افت ولتاژ اين سيستم کوچکتر است .

-         جريانهاي اتصال کوتاه بزرگتر بوده و بنابراين در اين سيستم حفاظت، سريعتر و مطمئن تر عمل مي کند.

-         از اين سيستم نمي توان ( يا به سختي مي توان )، از الکتريسته بطور غير مجاز استفاده نمود .( کاهش استفاده غير مجاز از برق )

-          مي توان يک يا چند هادي براي روشنايي خيابانها را برکابل اصلي تابا

7- مراجع

7-1- استاندارد کابلهاي خود نگهدار فشار ضعيف

7-2- استاندارد کابلهاي خود نگهدار فشار متوسط

7-3- جزوات طراحي خطوط

منبع: وب سایت شرکت مهندسین مشاور نیروی آذربایجان(منا)