تبدیل آن به شاخص اقتصادی با بهره گرفتن از مفهوم انرژی انتظاری تأمین نشده؛ 2) محاسبه مجموع تلفات بی‌باری و مسی ترانسفورماتور بر اساس اطلاعات بارگذاری و تبدیل آن به شاخص اقتصادی؛ 3) تعیین یک نقطه بار بحرانی برای پست و تعیین محدوده‌‌ی اقتصادی بهره‌برداری بر اساس مراحل 1 و 2. 4) بررسی اثر روش جدید بهره‌برداری بر عمر متوسط ترانسفورماتور. 5) محاسبه قابلیت اطمینان سیستم در دوره فرسایش با بهره گرفتن از مدل حرارتی و رابطهٔ تسریع فرسودگی و استفاده از تابع توزیع نرمال. به منظور مطالعه موردی، شبیه‌سازی‌های لازم بر اساس اطلاعات واقعی یکی از پست‌های 63/230 کیلوولت شبکه برق ایران انجام گردیده است. نتایج مطالعه موردی حاکی از کارایی روش پیشنهادی جدید می‌باشد. بطوریکه باعث صرفه‌جویی اقتصادی، افزایش چشمگیر عمر متوسط ترانسفورماتورها و افزایش فرصت تعمیرات پیشگیرانه خواهد شد. همچنین از شبیه‌سازی‌های انجام شده در این پایان‌نامه می‌توان برای پایش قابلیت اطمینان و عمر باقیمانده ترانسفورماتور به صورت بر خط (On-line) استفاده نمود.
واژه‌های کلیدی:
ترانسفورماتورهای قدرت، بهره‌برداری بهینه، مفاهیم قابلیت اطمینان، انرژی انتظاری تأمین نشده، تلفات توان ترانسفورماتور، خروج عمدی، فرسایش ترانسفورماتور

فهرست مطالب
عنوان
صفحه
فصل اول:
مقدمه
1
1-1- پیشگفتار
2
1-2- هدف تحقیق
3
فصل دوم:
مروری بر تحقیقات انجام شده در زمینه بهره‌برداری از ترانسفورمرهای قدرت
5
2-1- مقدمه
6
2-2- پیشینه‌ی تحقیق
7
2-3- جمع بندی .
11
فصل سوم:
تشریح مدل پیشنهادی بهره برداری از ترانسفورماتورهای قدرت مبتنی بر قابلیت اطمینان
12
3-1- مقدمه .
13
3-2- قابلیت اطمینان دوره نرمال .
13
3-3- مدلسازی قابلیت اطمینان ترانسفورمر
14
3-3-1- مدل قابلیت اطمینان زیر سیستم 1
14
3-3-2- مدل قابلیت اطمینان زیر سیستم 2
17
3-3-3- مدل قابلیت اطمینان زیر سیستم 3
18
3-3-4- مدل قابلیت اطمینان ترانسسفورمر با خنک کننده روغن طبیعی- هوا اجباری .
23
3-4- قابلیت اطمینان در دوره فرسایش .
26
3-4-1-اثر بارگذاری حرارتی
27
فهرست مطالب
عنوان
صفحه
3-4-2-هسته و سیم پیچ
27
3-4-3-عایق
228
3-4-4-تلفات توان در ترانسفورمرها .
28
3-4-5- اثرات انتقال حرارت .
29
3-4-6-دماها و استاندارد های IEEE
31
3-4-7- بار گذاری ترانسفورمر های بیش از توان نامی .
32
3-4-8-فرسایش عایقی
32
3-4-9-دمای نقطه داغ ترانسفورمر
36
3-5- روش جدید پیشنهادی .
41
3-5-1- مدل مارکوف سیستم دو ترانسفورمر موازی همزمان تحت بهره برداری-روش متداول بهره برداری از پست با دو ترانسفورمر موازی .
42
3-5-2-مدل مارکوف سیستم در دوره عمر مفید برای یک سیستم دو ترانسفورمری با یک ترانسفورمر در حال کار و دیگری به کار – روش جدید بهره برداری از پست با دو ترانسفورمر موازی .
43
3-5-3- احتمال استقرار در حالت های مختلف فضای حالت مارکوف بر حسب زمان
45
3-5-4- محاسبات اقتصادی جهت تصمیم گیری زمان اعمال روش جدید بهره برداری
47
3-5-5- قابلیت اطمینان ترانسفورمر
51
3-5-6- دمای محیط
61
3-5-7- تاثیر جریان هجومی بر عمر ترانسفورمر .
63
3-6- جمع‌بندی
64
فصل چهارم:
شبیه‌سازی و تحلیل نتایج
65
4-1- مقدمه .
66
4-2- مدل سازی ترانسفورمرها .
66
فهرست مطالب
عنوان
صفحه
4-3- داده های بارگذاری ترانسفورمر .
67
4-4- داده های دمای محیط
68
4-5- داده های جریان هجومی ترانسفورمر
69
4-6- نتایج شبیه سازی .
70
4-6-1- محاسبات اقتصادی جهت تصمیم گیری اعمال روش جدید بهره برداری .
71
4-6-2- دوره فرسایش و اثر بارگذاری
79
4-6-3- بررسی اثر جریان هجومی بر دمای نقطه‌ی داغ و ضریب تسریع فرسودگی در روش بهره‌برداری جدید
93
4-6-4- مقایسه‌ی عددی روش بهره‌برداری جدید و متداول
95
4-7- جمع‌بندی
96
فصل پنجم:
جمع‌بندی، نتیجه گیری و پیشنهادات
98
5-1- مقدمه .
99
5-2- نتیجه گیری
99
5-3- پیشنهادات .
100
منابع و مآخذ
102







فهرست جداول
عنوان
صفحه
جدول 3-1- انواع سیستم های خنک کنندگی ترانسفورمر .
30
جدول 3-2- ضریب تسریع فرسودگی .
35
جدول 3-3- توان های استفاده شده در روابط تعیین دما
41
جدول 4-1- مشخصات ترانسفورمر .
67
جدول 4-2- خلاصه نتایج روش‌های مختلف بهره‌برداری
96

















فهرست شکل‌ها
عنوان
صفحه
شکل 3-1- مدل فضای حالت مارکوف سیم پیچ
14
شکل 3-2- مدل فضای حالت مارکوف هسته، تانک و روغن
15
شکل 3-3- مدل فضای حالت مارکوف کامل زیر سیستم 1 .
16
شکل 3-4- مدل فضای حالت مارکوف معادل زیر سیستم 1
16
شکل 3-5- مدل فضای حالت مارکوف زیر سیستم 2 .
17
شکل3-6- مدل کامل فضای حالت مارکوف دو گروه فن با زیر گروه .
19
شکل 3-7- مدل پنج حالته دو گروه فن با دو زیر گروه .
19
شکل 3-8- مدل فضای حالت مارکوف سایر اجزای سیستم خنک کننده .
21
شکل 3-9- مدل کامل فضای حالت مارکوف سیستم خنک کننده
22
شکل 3-10- مدل معادل سیستم خنک کننده (6 حالته)
23
شکل 3-11- مدل سه حالته معادل زیر سیستم های 1و2 .
23
شکل 3-12- مدل کامل فضای حالت مارکوف و ترانسفورمر .
24
شکل 3-13- مدل معادل فضای حالت مارکوف 11 حالته ترانسفورمر .
25
شکل 3-14- فضای حالت نهایی مارکوف دو حالته برای یک ترانسفورمر
25
شکل 3-15-هسته ترانسفورمر سه فاز
27
شکل3-16-انواع سیستم های خنک کنندگی .
30
شکل3-17- عمر عایقی ترانسفورمر
33
شکل 3-18- ضریب تسریع فرسودگی
34
شکل 3-19- فضای حالت ساده نشده مدل مارکوف دو ترانسفورمر موازی همزمان در حالت کار
42
شکل 3-20- فضای حالت ساده شده مدل مارکوف دو ترانسفورمر موازی با نرخ های برابر همزمان در حالت کار
43
شکل 3-21- فضای حالت ساده نشده مدل مارکوف دو ترانسفورمر موازی مشابه در روش جدید
43
شکل 3-22- فضای حالت ساده شده مدل مارکوف دو ترانسفورمر مشابه در روش جدید .
44
شکل 3-23- منحنی وان حمام
51
فهرست شکل‌ها
عنوان
صفحه
شکل3-24- فضای حالت ساده شده مدل مارکوف دو ترانسفورمر موازی برای بدست آوردن قابلیت اطمینان .
52
شکل 3-25- فضای حالت ساده شده مدل مارکوف دو ترانسفورمر مشابه در سناریو جدید برای بدست آوردن قابلیت اطمینان
52
شکل3-26- تابع چگالی احتمال نرمال
55
شکل 3-27- مدل سیستم با دو عضو موازی یا یک عضو آماده به کار .
57
شکل 3-28- تغییرات (t)R با افزایش عمر.
58
شکل 3-29- توزیع نرمال عمر ترانسفورمر.
59
شکل 3-30- نسبت دما، پارامتری برای بدست آوردن دمای ساعتی .
62
شکل 4-1- نمودار بارگذاری ترانسفورمر نمونه در یک سال .
67
شکل 4-2- دمای بیشینه و کمینه روزانه‌ی سال پایه
68
شکل 4-3- دمای ساعتی سال پایه
69
شکل4-4- دسترس‌پذیری سیستم یک و دو ترانسفورمری
70
شکل 4-5- انرژی انتظاری تامین نشده در بارگذاری سبک – یک ترانسفورمر در حال کار و دیگری آماده به کار و
هر دو در حال کار .
71
شکل4-6- مجموع تلفات ترانسفورمرها در بارگذاری سبک – یک ترانسفورمر در حال کار و دیگری آماده به کار و هر دو در حال کار
72
شکل 4-7- مجموع هزینه انرژی انتظاری تامین نشده و تلفات در بارگذاری سبک – یک ترانسفورمر در حال کار و
دیگری آماده به کار و هر دو در حال کار
73
شکل 4-8- هزینه‌ی بهره برداری در بارگذاری سبک – روش بهره‌برداری جدید
74
شکل 4-9- میزان بار پست در هر بار تغییر روش بهره‌برداری- بار گذاری سبک
75
شکل 4-10- انرژی انتظاری تامین نشده در بارگذاری سنگین – یک ترانسفورمر در حال کار و دیگریآماده به کار و
هر دو در حال کار .
76
شکل 4-11- مجموع تلفات ترانسفورمرها در بارگذاری سنگین – یک ترانسفورمر در حال کار و دیگری آماده به کار و هر دو در حال کار
77
شکل 4-12- مجموع هزینه انرژی انتظاری تامین نشده و تلفات در بارگذاری سنگین – یک ترانسفورمر در حال کار و دیگری آماده به کار و هر دو در حال کار
77
فهرست شکل‌ها
عنوان
صفحه
شکل 4-13- هزینه‌ی بهره برداری در بارگذاری سنگین – روش بهره‌برداری جدید .
78
شکل 4-14- میزان بار پست در هر بار تغییر روش بهره‌برداری- بار گذاری سنگین .
79
شکل 4-15- منحنی عمر باقیمانده بدون در نظر گرفتن اثر بارگذاری
80
شکل4-16- قابلیت اطمینان بدون در نظر گرفتن اثر بارگذاری در دوره فرسایش .
81
شکل4-17- قابلیت اطمینان ترانسفورمر در دوره عمر نرمال
81
شکل 4-18- قابلیت اطیمنان ترانسفورمر بدون در نظر گرفتن اثر بارگذاری
82
شکل 4-19- منحنی عمر باقیمانده ترانسفورمر ها با در نظر گرفتن اثر بارگذاری سبک- روش بهره برداری متداول .
83
شکل 4-20- قابلیت اطمینان دوره فرسایش با در نظر گرفتن اثر بارگذاری سبک – روش متداول بهره‌برداری.
84
شکل 4-21- قابلیت کل سیستم با در نظر گرفتن اثر بارگذاری سبک – روش متداول بهره‌برداری
84

   (خصوصا خدمات الکترونیکی) و ارائه مدل مناسب آن
 

 استاد راهنما:
 

دکتر حسین معینی

 عنوان                                                                                        صفحه
چکیده. 1
فصل اول: کلیات تحقیق
1-1.مقدمه تحقیق. 3
1-2.بیان مسئله . 3
1-3.اهمیت و ضرورت تحقیق 6
1-4.اهداف تحقیق 6
1-5.قلمرو تحقیق 6
1-5-1.قلمرو موضوعی 6
1-5-2.قلمرو مکانی. 7
1-5-3.قلمرو زمانی. 7
1-6.کاربرد نتایج تحقیق 7
1-7.تعریف واژه ها و اصطلاحات. 7
1-7-1.تقاضای پنهان مشتریان. 7
1-7-2.بانکداری الکترونیک 7
1-7-3.سودمندی ادراک شده. 8
1-7-4.کیفیت خدمات 8
1-7-5.ارتباطات کارکنان. 8
1-7-6.انتظارات مشتریان 8
1-8.خلاصه فصل 9
فصل دوم: پیشینه تحقیق
2-1.مقدمه. 11
2-2.بازاریابی. 11
2-3.بازارگرایی 13
2-3-1رفتارهای بازارگرایی. 14
2-3-2.پیش زمینه های بازار گرایی 15
2-3-3.ساخت مفهوم بازار گرا 16
2-3-4.مدلهای بازار گرایی 17
2-3-5.اهمیت بازارگرایی فرهنگی در مقابل رفتاری 18
2-4.رضایت مندی مشتریان. 19
2-5.تجارب مشتریان 20
2-6.عوامل تاثیرگذار بر رضایت مندی مشتریان. 21
2-7.تاثیر رضایت مندی مشتریان بر سودآوری سازمان. 22
2-8.اندازه گیری رضایت مندی مشتریان. 24
2-9.کیفیت خدمات و رضایت مندی مشتریان. 25
2-10.تعریف کیفیت. 27
2-11.تعریف خدمات. 27
2-12.مدیریت خدمات. 28
2-13.تعریف کیفیت خدمات. 28
2-14.کیفیت فنی 29
2-15.کیفیت عملیاتی 29
2-16.ابعاد کیفیت خدمات 30
2-17.دلایل پیروی سازمانها از استراتژی بهبود کیفیت خدمات 31
2-18.ارزش مشتری. 32        
2-19.ارزش. 34
2-20.ارزش از دیدگاه مشتری. 34
2-21.گروه های ارزش 35
2-22.مدلهای ارزش از دید مشتری 36
2-22-1.مدل مولفه های ارزش 36
2-22-2.مدل نسبت هزینه-فایده 37
2-22-3.مدل وسیله-نتیجه. 38
2-22-4.مدل ابعادکلیدی ارزش از دید مشتری 39
2-23.انتظارات. 41
2-24.ادراکات 41
2-25.انتظارات مشتریان 42
2-26.بانکداری الکترونیکی. 42
2-26-1.تحولات بانکداری الکترونیکی 44
2-26-2.انواع بانکداری الکترونیکی 45
2-27.پیشینه داخلی 47
2-28.پیشینه خارجی 48
فصل سوم: روش تحقیق
3-1مقدمه 51
3-2.نوع تحقیق 51
3-3.جامعه آماری. 52
3-4.نمونه و روش نمونه گیری 53
3-5.معرفی ابزارهای جمع آوری اطلاعات. 53
3-6.روش جمع آوری داده ها. 54
3-7.روش تجزیه وتحلیل داده ها 54
3-8.روش دلفی فازی 55
3-9.تعریف روش دلفی فازی. 56
3-10.مدل یابی معادلات ساختاری. 56
3-10-1.پایه های مدل یابی معادلات ساختاری. 56
3-10-2.موارد استفاده مدل یابی معادلات ساختاری. 58
3-11.روایی و پایایی 60
3-11-1.روایی. 60
3-11-2.پایایی. 60
فصل چهارم: تجزیه وتحلیل داده ها
4-1.مقدمه. 64
4-2.توصیف جمعیت شناختی از نمونه تحقیق. 65
4-2-1.توصیف جمعیت شناختی از نمونه تحقیق(مرحله تاپسیس و دلفی فازی) 65
4-2-2.توصیف جمعیت شناختی از نمونه تحقیق(مدل یابی ساختاری) 69
4-3. مرحله دلفی فازی 72
4-3-1.طراحی مدل اولیه 72
4-3-2.مرحله نخست(توزیع پرسشنامه اولیه) 72
4-3-3.مرحله دوم(توزیع پرسشنامه نسخه دوم) 76
4-3-4.مرحله سوم(توزیع پرسشنامه نسخه سوم). 81
4-4.مدل یابی معادلات ساختاری. 83
4-4-1.تحلیل اکتشافی متغیرهای تحقیق. 83
4-4-1-1.توزیع سوالات به عامل ها 87
4-4-1-2.فرضیه های برگرفته شده از مدل اولیه 88
4-5.تحلیل تاییدی متغیرهای اکتشافی. 88
4-5-1.تحلیل عاملی مولفه های تحقیق با بهره گرفتن از نرم افزار Amos Graphics 88
4-5-2.تحلیل عاملی تائیدی روابط با کارکنان. 89
4-5-3.تحلیل عاملی تائیدی بانکداری الکترونیک 90
4-5-4تحلیل عاملی تائیدی سودآوری ادراک شده. 91
4-5-5.مدل اندازه گیری 92
4-5-6.مدل معادلات ساختاری 94
فصل پنجم: نتیجه گیری و پیشنهادات
5-1.مقدمه. 98
5-2.خلاصه و نتیجه گیری 99
5-3.محدودیت های تحقیق. 103      
5-4.پیشنهادات تحقیق 103
5-4-1.پیشنهادات کاربردی تحقیق. 103
5-4-2.پیشنهادات برای سایر محققین 105
پیوست ها و ضمائم 106
منابع ومآخذ. 117
چکیده انگلیسی 121
چکیده:
مشتری از عناصر مهم مورد توجه مدیران هر سازمانی می باشد. حال سازمان هایی می توانند در امور بازاریابی  بخصوص بازارگردی دارای مزیت رقابتی باشند که بتوانند نیازهای مشتریان را قبل از درخواست آنان تشخیص دهند. که این تقاضا ها در قالب تقاضای پنهان معرفی می شود. هدف اصلی این تحقیق ارائه مدلی به منظور شناسایی تقاضای پنهان مشتریان انواع خدمات بانک تجارت می باشد. جامعه اماری این تحقیق را تعداد 20 نفر از خبرگان حوزه بانکی و همچنین نمونه تحقیق را 319 نفر از کارکنان بانکی تشکیل داده اند. در این تحقیق به منظور تحلیل اطلاعات از روش تحلیل عاملی تاییدی در قالب نرم افزار AMOS و تحلیل دلفی فازی استفاده شده است. در بخش دلفی، متغیر های مربوط شناسایی و با بهره گرفتن از تحلیل عاملی تاییدی این متغیر ها در قالب یک مدل جامع ارائه گردید. در این تحقیق ابتدا عوامل  بانکداری الکترونیک، روابط کارکنان، کیفیت خدمات و سودمندی ادراک شده شناسایی گردید که پس از بررسی روابط بین این متغیر ها مشخص گردید که رابطه معنی داری بین این متغیر ها و تقاضای پنهان مشتریان وجود دارد.
کلید واژه ها :
تقاضای پنهان، بانک تجارت، مدل یابی معادلات ساختاری، دلفی فازی
 مقدمه
مشتری از عناصر مهم مورد توجه مدیران هر سازمانی می باشد. حال سازمان هایی می توانند در امور بازاریابی بخصوص بازارگردی دارای مزیت رقابتی باشند که بتوانند نیازهای مشتریان را قبل از درخواست آنان تشخیص دهند. که این تقاضا ها در قالب تقاضای پنهان معرفی می شود. در این فصل از تحقیق به بررسی کلیاتی از طرح تحقیق در قالب بیان مسئله، اهداف، سوالات و فرضیات تحقیق و روش مورد استفاده در این تحقیق پرداخته می شود.

بیان مسئله
در سال های اخیر، عرصه کسب و کار جهانی به شدت رقابتی شده و ماهیت تقاضای مشتریان تغییر کرده و بسیار پیچیده شده است. علاوه بر این، مشتریان شروع به تقاضای انواع گوناگونی از محصولات در دوره های زمانی کوتاه کرده اند. در این موقعیت، سازمان های جدید دریافتند که برآورده ساختن این گونه از تقاضاها بسیار دشوار است؛ از سویی دیگر جهانی شدن نیز باعث ایجاد بستر رقابت فزاینده بین سازمان های گوناگون در بازارهای آزاد شده است(وینود و همکاران[1]،2008). همچنین در سال های اخیر مشارکت دادن مشتریان در طراحی محصولات و خدمات جدید، به عنوان یک عامل بسیار مهم برای موفقیت شرکت ها در نظر گرفته می شود(اسوندسن و همکاران[2]،2011). تضمین کیفیت برای مشتریان اهمیت دارد؛ پاسخ به این سوالات که خواسته ها و نیازهای واقعی مشتریان چه چیزهایی هستند؛ مشتریان چگونه انگیزه خرید پیدا می کنند و چه چیزی باعث رضایت مشتریان می شود؛ نیازمند روش های تحقیقات بازاریابی است. توجه به رضایت مشتری و برآورده کردن نیازهای وی، روز به روز اهمیت بیشتری پیدا می کند(زو و همکاران[3]،2009).

تکه هایی از متن به عنوان نمونه :
فهرست

فصل اول: مقدمه .
1
1-1- تعریف تعمیر و نگهداری .
2
1-2- راهکارهای تعمیر و نگهداری .
3
1-3- برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری در سیستم­های قدرت
6
1-4- افق­های زمانی برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری .
7
1-4-1- زمان­بندی تعمیر و نگهداری کوتاه­مدت .
7
1-4-2- زمان­بندی تعمیر و نگهداری میان­مدت
8
1-4-3- زمان­بندی تعمیر و نگهداری بلندمدت .
8
1-5- تجدید ساختار سیستم قدرت و ایجاد بازار برق
8
1-6- برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری در سیستم­های قدرت تجدید ساختار شده
11
 
 
فصل دوم: مروری بر پژوهش­های پیشین در زمینه­ تعمیر و نگهداری در شرایط بازار برق
14
2-1- مقدمه .
15
2-2- برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری از دیدگاه واحدهای تولیدی .
16
2-3- هماهنگ­سازی برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری توسط بهره­بردار مستقل سیستم .
19
2-3-1- هماهنگ­سازی برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری مبتنی بر تکرار .
19
2-3-2- هماهنگ­سازی برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری مبتنی بر بازار تعمیرات
23
2-4- هماهنگ­سازی برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری واحدهای تولیدی و خطوط انتقال
25
 
 
فصل سوم: ساختار پیشنهادی برای برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری به منظور حفظ کفایت سیستم
26
3-1- مقدمه .
27
3-2- ارزیابی سود واحدهای تولیدی
28
3-2-1- هزینه نوسازی انتظاری واحد تولیدی .
28
3-2-2- ارزیابی بازه­های خروج براساس سود مولدها .
31
3-2-3- تعیین پیشنهاد خرید تعمیرات (MBC)
33
3-3- راهبرد هماهنگ­سازی تعمیر و نگهداری
37
3-3-1- بیشینه کردن رضایت تولیدکنندگان
37
3-3-2- ارزیابی کفایت سیستم .
39
3-3-3- روش حل مسئله­ هماهنگ­سازی زمان­بندی تعمیر و نگهداری .
41
3-3-1-1- روش الگوریتم ژنتیک
41
3-3-3-2- فضای جستجو
42
3-4- تسویه­ی هزینه­ها
43
فصل چهارم: شبیه سازی و مطالعات عددی
45
 
 
4-1- مقدمه .
46
4-2- سیستم 24 شینه IEEE-RTS
46
4-2-1- بررسی سود واحدهای تولیدی .
47
4-2-2- هماهنگ سازی تعمیر و نگهداری واحد های تولیدی.
50
4-2-3- تسویه ی هزینه ها .
54
 

فصل پنجم: نتیجه گیری و ارائه پیشنهادات .
56
 

5-1- نتیجه گیری .
56
5-2- ارائه پیشنهادات .
59
 
 
پیوست
61
مراجع
71
 
 
 
 
 
 
چکیده
در این پایان نامه، روشی جدید برای برنامه ­ریزی نگهداری و تعمیر واحدهای تولیدی در محیط­های تجدید ساختار شده ارائه شده است. در محیط سنتی با ساختار عمودی، بهره­بردار سیستم برنامه­ی تعمیر و نگهداری را برای حفظ قابلیت اطمینان تعیین می کند و همچنین سعی بر کاهش هزینه ها دارد. اما چنین رویه­ای در یک محیط رقابتی قابل قبول نمی­باشد. در محیط تجدید ساختار شده، بهره­بردار همچنان متصدی حفظ قابلیت اطمینان در سطح مطلوب می­باشد. در حالیکه هدف هر تولیدکننده افزایش سود خودش می­باشد، که این ممکن است با هدف حفظ قابلیت اطمینان در تضاد باشد. در این پایان نامه، برای برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری، روشی چندمرحله­ای پیشنهاد شده است. در مرحله­ی اول، تولیدکنندگان با توجه به ارزیابی هزینه/فایده، پیشنهاد خرید تعمیر و نگهداری مربوط به واحد تولیدی مدنظرشان را تهیه و به بهره­بردار مستقل سیستم ارائه می­ دهند. در مرحله­ی دوم، بهره­بردار مستقل سیستم با توجه به پیشنهادات ارسال­شده از سوی تولیدکنندگان و همچنین کفایت سیستم، زمان­بندی خروج واحدهای تولیدی را با هدف بیشینه کردن رضایت تولیدکنندگان و حفظ کفایت سیستم تعیین می­ کند. در مرحله­ی سوم، با توجه به خصوصیت غیرانتفاعی بهره­بردار مستقل سیستم، یک راهکار بی­طرفانه برای تسویه­ی بازار پیشنهاد شده است.
 
واژه‌های کلیدی: برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری پیشنهادمحور، برنامه ­ریزی سیستم­های قدرت، قابلیت اطمینان، تجدید ساختار.
 
 
 
 
 
 
فصل اول
مقدمه
 
 
 
 
 
 
1-1- تعریف تعمیر و نگهداری[1]
تعمیر و نگهداری عملیاتی است که در آن یک وسیله، در بازه­ای معین، مورد ترمیم قرار می­گیرد. تعمیر و نگهداری برای جلوگیری، کاهش یا رفع زوال آن وسیله می­باشد.
هدف از تعمیر و نگهداری توسعه دادن طول عمر تجهیزات یا افزایش زمان متوسط تا خرابی بعدی می­باشد. گذشته از این، انتظار می­رود که سیاست­های موثر تعمیر و نگهداری بتواند فرکانس وقفه­ی[2] خدمات و بسیاری از نتایج نامطلوب آن وقفه­ها را کاهش دهد. تعمیر و نگهداری به صورت واضحی بر روی قابلیت اطمینان[3] اجزا و کل سیستم اثر می­گذارد. کم­توجهی به تعمیر و نگهداری باعث تعداد زیادی خرابی پرهزینه و کارایی ضعیف سیستم می­شود و بنابراین قابلیت اطمینان تنزل پیدا می­ کند. توجه بیش از حد به تعمیر و نگهداری گرچه قابلیت اطمینان را افزایش می­دهد، ولی هزینه­ آن را نیز به شدت افزایش می­دهد. در یک برنامه ­ریزی موثر تعمیر و نگهداری باید بین هزینه و قابلیت اطمینان تعادل برقرار کرد [2].
در استانداردهای موجود برای سیستم قدرت، تعمیر و نگهداری تجهیزات الکتریکی این­چنین تعریف شده است:
“تعمیر و نگهداری، حفظ و نگهداری شرایط لازم برای بهره ­برداری از تجهیزات الکتریکی در جهتی است که به کار گرفته شده است” [3].
بنابراین، تعمیر و نگهداری تضمین می­ کند که سیستم در زمینه­ای که برای کار کردن در آن طراحی شده است، از نظر الکتریکی در شرایط امنی کار کند.
در حالت کلی، تعمیر و نگهداری به دو گروه اصلی تعمیر و نگهداری پیشگیرانه[4] و تعمیر و نگهداری اصلاحی[5] تقسیم­بندی می­شود. تعمیر و نگهداری پیشگیرانه به منظور حفظ صحت عملکرد سیستم و تامین قابلیت اطمینان مورد نیاز صورت می­گیرد. برای این منظور عملیات منظمی از قبیل بازرسی عملکرد سیستم، تمیزکاری، تنظیم، روغنکاری و نظایر آن اجرا می­شود و قطعاتی که در شروع مرحله­ی فرسایش می­باشند و یا به عنوان قطعه مازاد موازی از کار افتاده­اند، توسط قطعات نو و سالم جایگزین می­شوند. هدف از این عملیات، محافظت سیستم در اجتناب از وقوع از کار افتادن بیش از حدود مطلوب است. تعمیر و نگهداری اصلاحی در صورت وقوع هرگونه نقصان در عملکردهای سیستم انجام می­گیرد و هدف از اجرای آن بازگرداندن سریع سیستم به شرایط مطلوب برای عملکرد کامل است. این کار با تعویض، تعمیر و یا تنظیم قطعاتی که موجب توقف سیستم شده ­اند، صورت می­گیرد [4].
1-2- راهکارهای تعمیر و نگهداری
شرکت­های برق به مسئله­ تعمیر و نگهداری تکیه می­ کنند تا تجهیزاتشان را تا جایی که امکان دارد در شرایط کاری خوبی حفظ نمایند. در گذشته، روال اصلی تعمیر و نگهداری بیشتر شامل فعالیت­های از پیش تعریف­شده بود که در بازه­های منظم انجام می­شدند (تعمیر و نگهداری زمان­بندی­شده[6]). ولی، چنین روش تعمیر و نگهداشتی ممکن است مقداری ناکارآمد باشد، زیرا ممکن است در بلند­مدت بسیار پرهزینه باشد و همچنین ممکن است نتواند طول عمر تجهیزات را به اندازه­ای که امکان پذیر می­باشد، افزایش دهد. بنابراین بسیاری از شرکت­ها، برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری با بازه­های ثابت را با برنامه ­های انعطاف­پذیر مبتنی بر بررسی­های مورد نیاز و حق تقدم، یا مطالعه­ اطلاعات بدست آمده از طریق پایش شرایط (تعمیر و نگهداری پیشگویانه[7])، عوض کرده­اند.
روش­های تعمیر و نگهداری پیشگویانه شامل یک گروه از برنامه­ها می­باشد که تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان­محور[8] نامیده می­شوند. در یک راهکار تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان­محور می­توان روش­های تعمیر و نگهداری جایگزین مختلفی را با هم مقایسه کرد و هر کدام که برای حفظ قابلیت اطمینان تجهیزات به صرفه­تر می­باشند را انتخاب کرد. برنامه ­های تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان محور توسط برخی از شرکت­های برق به عنوان یک ابزار مفید به کار گرفته شده ­اند.
بسیاری از نوشته­ها تنها مربوط به جایگزینی[9] در حالت­های پس از خطا و هنگام تعمیرات می­باشند و احتمال انواع دیگر تعمیر و نگهداری را که منجر به بهبود کمتری با هزینه ی کمتری می­شوند را نادیده می­گیرند. قدیمی­ترین روش­های جایگزینی، روش­های جایگزینی براساس عمر تجهیز[10] و جایگزینی انبوه [11] می­باشند. در جایگزینی براساس سن، یک تجهیز در یک سن معین و یا زمانی که دچار خرابی می­شود، جایگزین می­شود. در جایگزینی فله­ای، تمام تجهیزاتی که در یک کلاس می­باشند، در یک بازه­ی از پیش تعیین­شده، یا زمانی که دچار خرابی می­شوند، جایگزین می­گردند. راهکار جایگزینی فله­ای برای اجرا بسیار آسان می­باشد، به خصوص اگر سن تجهیزات نامعلوم باشد، همچنین می ­تواند اقتصادی­تر از راهکارهای مبتنی بر جایگزینی یک تجهیز باشد. راهکارهای جدیدتر برای جایگزینی، گاهی مبتنی بر مدل­های احتمالی می­باشند بنابراین می­توانند خیلی پیچیده­تر باشند. در هر صورت، در بسیاری از کاربردهای الکتریکی، تعمیر و نگهداشتی که بهبود محدودی را نتیجه می­دهد، به عنوان راهکار اصلی استفاده می­گردد و مدل­های جایگزینی فقط نقشی ثانویه دارند.
برنامه ­های تعمیر و نگهداری شامل طیف وسیعی می­شوند و می­توانند بسیار ساده یا بسیار پیچیده باشند. شاید ساده­ترین برنامه، اتخاذ یک زمان­بندی تعمیر و نگهداری انعطاف ناپذیر[12] باشد، که در آن فعالیت­های از پیش تعیین­شده در بازه­های زمانی ثابتی انجام می­شوند. زمانی که تجهیزی دچار خطا می­شود، تعمیر و یا تعویض می گردد. تعمیر و تعویض، هر دو بسیار پرهزینه­تر از یک عمل تعمیر و نگهداری تنها می­باشند. بازه­های تعمیر و نگهداری به طور معمول براساس تجربه­ی طولانی مدت انتخاب می­شوند.
تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان­محور به شدت مبتنی بر ارزیابی منظم شرایط تجهیز می­باشد و بنابراین، زمان­بندی تعمیر و نگهداری انعطاف­ناپذیر را به کار نمی­بندد. مشاهده شده است که تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان­محور تاحدی مفهومی سیال می­باشد و در منابع مختلف به صورت­های متفاوتی تعریف شده است. تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان­محور همیشه مبتنی بر پایش شرایط[13] نمی­باشد، بلکه به دیگر خصوصیات مانند حالات خرابی[14]، بررسی آثار[15]، بررسی نیازهای اجرایی و حق تقدم ها[16] نیز بستگی دارد.
بهینه­سازی تعمیر و نگهداری پیشگیرانه[17]، راهکار دیگری است که ادعا می­شود از تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان­محور کاراتر می­باشد. بهینه­سازی تعمیر و نگهداری پیشگیرانه بیشتر مبتنی بر تجزیه و تحلیل ماموریت[18]، نسبت به تجزیه و تحلیل سیستم می­باشد و دارای قابلیت کاهش موثر تعداد ماموریت­های لازم برای تعمیرات می­باشد. برنامه­هایی مانند تعمیر و نگهداری قابلیت اطمینان محور و بهینه­سازی تعمیر و نگهداری پیشگیرانه برای تضمین بهره ­برداری اقتصادی نیروگاه­ها بسیار مفید می­باشند.
برای یک ارزیابی کامل از تاثیر روش­های تعمیر و نگهداری، اول باید دانست که کاربرد آن روش­ها، چقدر طول عمر یا مدت زمان متوسط تا خطای[19] یک تجهیز را گسترش خواهد داد. برای پی بردن به این، نیاز به یک مدل ریاضی از رویه ی زوال[20] تجهیز می­باشد، که سپس با یک مدل که اثرات تعمیر و نگهداری را توصیف می­ کند، ترکیب می­شود. چندین مدل ریاضی برای این منظور پیشنهاد شده ­اند، که آن­ها یک پیوند بین تعمیر و نگهداری و قابلیت اطمینان برقرار می­ کنند. زمانی که یک مدل ریاضی ساخته شد، فرآیند می ­تواند نسبت به تغییر یک یا چند متغیر بهینه شود.
مدل­های ریاضی ساده­تر، مبتنی بر بازه­های ثابت تعمیر و نگهداری می­باشند و نتیجه­ی بهینه­سازی پیدا کردن کم هزینه­ترین تناوب تعمیر و نگهداری می­باشد. مدل­های پیچیده­تر، از ایده­ی پایش شرایط استفاده می­ کنند، که تصمیم راجع به زمان و طول بازه­های تعمیر و نگهداری به شرایط واقعی (مرحله زوال) تجهیز بستگی دارد. بنابراین برخی از انواع پایش (برای مثال بازرسی) باید جزئی از مدل باشند. مدل­های ریاضی می­توانند قطعی و یا احتمالی باشند [1].
 
 
1-3- برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری در سیستم های قدرت
امروزه تعمیر و نگهداری یکی از مهم­ترین مسائل مطرح در برنامه ­ریزی صنایع می­باشد که صنعت برق نیز از آن مستثنی نیست. با توجه به اهمیت این صنعت در توسعه­ی صنایع دیگر و حجم عظیم سرمایه­های موجود، در این صنعت رویکرد ویژه­ای به مسئله­ تعمیر و نگهداری صورت می­گیرد. علاوه بر آن، با توجه به افزایش تقاضای توان، سیستم­های قدرت شاهد توسعه­ای سریع در دهه­های اخیر بوده ­اند. بنابراین کیفیت توان و قابلیت اطمینان به مقوله­ای مهم در بهره ­برداری سیستم­های قدرت تبدیل شدند. این نیز به نوبه­ی خود تعمیر و نگهداری مولدها را در بهره ­برداری سیستم قدرت خیلی با اهمیت کرده است .
برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری واحدهای تولیدی یکی از مسئله­های مهم مرتبط با برنامه ­ریزی و بهره ­برداری سیستم­های قدرت می­باشد. برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری بسیاری از برنامه ­ریزی های بهره ­برداری کوتاه­مدت و بلند­مدت را تحت تاثیر قرار می­دهد. برای مثال در مشارکت واحدها[21]، بهینه­سازی واحدهای آبی و تلمبه­ای ذخیره­ای[22]، محاسبات قابلیت اطمینان و قیمت­ گذاری تولید[23]، از برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری به عنوان یک ورودی بهره می­برند. بنابراین برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری غیربهینه می ­تواند تاثیر ناخوشایندی بر روی برنامه ­ریزی­های دیگر بگذارد. تعمیر و نگهداشتی که بهینه طراحی نشده باشد، به صورت مستقیم بر روی افزایش انرژی توزیع­نشده[24] اثر می­گذارد. همچنین، برنامه ­ریزی تعمیرات غیربهینه موجب افزایش هزینه­ها و کاهش قابلیت اطمینان سیستم می­شود .
برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری برای کاهش خطر خروج و بهبود دسترس­پذیری تجهیزات الکتریکی، ضروری می­باشد. برنامه­ی تعمیر و نگهداری باید پدیده­های مربوط به تولید، خروج تصادفی مولدها، تامین سوخت و انتقال را در نظر بگیرد. یک برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری بهینه باعث افزایش قابلیت اطمینان، کاهش هزینه­ های تولید، افزایش طول عمر مولدها و کاهش فشار برای تاسیسات جدید می­شود. بنابراین، برنامه­ی تعمیر و نگهداری بهینه می ­تواند منجر به صرفه­جویی قابل توجهی در هزینه­ های بهره ­برداری و کاهش انرژی توزیع­نشده شود .
مسئله­ برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری تجهیزات تولید و انتقال، بازه­ی زمانی خروج برای تعمیر و نگهداری برنامه ­ریزی­شده برای هر تجهیز را در یک افق زمانی یک یا دو ساله و با هدف کاهش هزینه­ بهره ­برداری و یا افزایش قابلیت اطمینان، تعیین می­ کند. بنابراین، هدف مسئله­ برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری تجهیزات سیستم قدرت، تخصیص بازه­های تعمیر و نگهداری مناسب برای تجهیزات و یافتن جدول زمانی برای آن­ها می­باشد. این برنامه ­ریزی منجر به کاهش خطاهای سیستم، افزایش عمر مفید مورد انتظار و بازده­ی اقتصادی سیستم قدرت می شود .
1-4- افق­های زمانی برنامه ­ریزی تعمیر و نگهداری
زمان­بندی تعمیر و نگهداری مسئله­ای بهینه­سازی می­باشد، بنابراین تغییر دوره­ی تعمیر تجهیزات سیستم از چند روز تا چند هفته، بر قابلیت اطمینان سیستم اثر می­گذارد. به همین دلیل، مطالعات زمان­بندی تعمیر و نگهداری باید در افق­های زمانی مختلف صورت گیرد. افق­های زمانی مورد نظر در زمان­بندی تعمیر و نگهداری به افق­های زمانی کوتاه­مدت[25]، میان­مدت[26] و بلند­مدت[27] تقسیم می­شود. این تقسیم­بندی با توجه به اطلاعات مورد استفاده در زمان­بندی تعمیر و نگهداری و اهداف متفاوت در هر افق زمانی صورت می­پذیرد.
1-4-1- زمان­بندی تعمیر و نگهداری بلند­مدت
زمان­بندی تعمیر و نگهداری در افق زمانی بلند­مدت براساس عملکرد مستقل یک تجهیز صورت می­گیرد. هدف از آن، حداکثرسازی طول عمر باقیمانده­ی

دکتر فتانه علیزاده مشکانی
 

استاد مشاور:
 

آقای مجید حسن فینی زاده

فهرست مطالب
 چکیده . 1
فصل اول: کلیات تعریف مسأله، سابقه‌ی موضوع، روش تحقیق
1-1) مقدمه 4
1-2)  بیان مسأله. 5
1-3)تحقیقات انجام شده 7
1-4)اهداف 10
1-5)فرضیات تحقیق. 11
1-6) روش و ابزار گردآوری اطلاعات. 12
1-7 ) تعریف واژه ها و اصطلاحات. 13
فصل دوم: ادبیات تحقیق
بخش اول: سرمایه اجتماعی
2-1-1 مقدمه 16
2-1-2 مفهوم سرمایه اجتماعی. 17
2-1-3 اهمیت سرمایه اجتماعی 18
2-1-4 تعاریف سرمایه اجتماعی . 19
2-1-5 سرمایه اجتماعی از دیدگاه دیگران. 20
2-1-5-1 سرمایه اجتماعی از دیدگاه پاتنام 20
2-1-5-2 سرمایه اجتماعی از نظر جیمز کلمن. 21
2-1-6 سرمایه اجتماعی سازمانی 22
2-1-7 اهمیت  سرمایه اجتماعی در ایجاد سرمایه فکری سازمان 23
2-1-8 عناصر سرمایه اجتماعی. 24
2-1-9 مدلی برای سنجش سرمایه اجتماعی. 24
بخش دوم: تصمیم‌گیری استراتژیک
2-2-1 تعریف تصمیم. 27
2-2-2 تعریف تصمیم‌گیری. 27
2-2-3 ماهیت تصمیم‌گیری . 28
2-2-4 طبقه‌بندی تصمیمات 29
2-2-5 تصمیمات برنامه‌ریزی شده و برنامه‌ریزی نشده 30
2-2-6 تصمیمات سلسله مراتبی. 31
2-2-7 تصمیم‌گیری استراتژیک چگونه ممکن است 34
2-2-8 تعریف تفکر استراتژیک 34
2-2-9 عوامل موثر در رواج تفکر استراتژیک. 35
2-2-10 سلسله مراتب اداری، آفت تصمیم‌گیری استراتژیک 35
2-2-11 هفت معیار تصمیم‌ استراتژیک. 36
2-2-12 فرآیند تصمیم‌گیری. 37
2-2-13 تصمیمات فردی 38
2-2-14 تصمیمات سازمانی 40
2-2-15 تحقیقات گذشته. 40
فصل سوم: روش تحقیق
3-1) مقدمه . 49
3-2) روش تحقیق . 50
3-3) جامعه آماری 51
3-4) تعیین حجم نمونه. 51
3-5) روش نمونه گیری. 52
3-6) روش گردآورى اطلاعات 53
3-7 ) ابزار جمع‌آوری اطلاعات. 54
3-8)  برآورد پایائی پرسشنامه 57
3-9) روایی پرسشنامه. 58
3-10) فرضیات تحقیق 59
3-8)  برآورد پایائی پرسشنامه 61
3-9) روایی پرسشنامه. 61
3-10) فرضیات تحقیق 61
فصل چهارم : یافته ها و نتایج تحقیق
4-1 مقدمه 64
4-2 ویژگی های نمونه   . 65
4-3 آزمون فرضیات . 77
فصل پنجم: نتیجه گیری،پیشنهادها و محدودیت ها
5-1 مقدمه 94
5-2  نتیجه گیری 95
 
5-3 پیشنهادها 100
5-4 پیشنهاد برای تحقیقات آتی. 105
5-5 محدودیت های تحقیق. 106
پیوست ها . 107
منابع و مآخذ 119
الف) منابع فارسی. 120
ب) منابع لاتین. 123
چکیده فارسی. 125
چکیده
هدف از پژوهش حاضر، بررسی اثرات سرمایه اجتماعی بر تصمیم‌گیری استراتژیک در شعب بانک تجارت استان اصفهان می‌باشد. روش تحقیق، توصیفی از نوع پیمایشی و جامعه مورد تحقیق،  شامل کلیه کارکنان شعبات بانک تجارت در استان اصفهان می باشد ، که در زمان انجام تحقیق 1300 نفر بوده است. در این تحقیق نیز برای به دست آوردن نمونه موردنظر از روش طبقه‌ای استفاده شده است. بدین طریق که پس از تعیین نسبت افراد جامعه (شعب مورد پژوهش) درصدی که هر بانک در بین کل جمعیت دارد محاسبه می‌شود و سپس به همان نسبت نمونه مورد نظر را به‌شیوه‌ی تصادفی انتخاب می‌کنیم. حجم نمونه برای انجام تحقیق تعداد191 نفر از کارکنان شعبات بانک تجارت استان اصفهان می‌باشد . از تعداد191 پرسشنامه توزیع شده تعداد 187 پرسشنامه برگشت داده شد که نرخ بازگشت پرسشنامه ها 98% می‌باشد.از این تعداد پرسشنامه برگشت داده شده 184 عدد آن قابل استفاده بوده است. بنابراین نمونه نهایی این تحقیق 184 نفرمی باشندکه کلیه‌ی تحلیل‌های آماری براین اساس انجام گرفته است. در این تحقیق برای جمع آوری اطلاعات از پرسشنامه ای بسته پاسخ که در آن از طیف پنج درجه‌ای لیکرت استفاده شده و شامل 57 سئوال که توسط محقق و با بهره گرفتن از نظرات اساتید راهنما و مشاور ساخته شده است استفاده گردیده است.  اعتبار پرسشنامه براساس ضریب آلفای کرونباخ819/0 برآورد گردید. جهت تجزیه و تحلیل داده ها از آمار توصیفی و استنباطی (ضریب همبستگی کندال) استفاده شد. نتایج نشان داد که فرضیات زیر در سطح اطمینان 99 درصد مورد تأئید واقع شد:
فرضیه اصلی 1:
سرمایه اجتماعی درون سازمانی بر تصمیم‌گیری استراتژیک در شعب بانک تجارت استان اصفهان اثر دارد.
فرضیه‌های فرعی:
میان تصمیم‌گیری استراتژیک و بعد ساختاری سرمایه اجتماعی درون سازمانی در شعب بانک تجارت استان اصفهان رابطه معناداری وجود دارد.
میان تصمیم‌گیری استراتژیک و بعد شناختی سرمایه اجتماعی درون سازمانی در شعب بانک تجارت استان اصفهان رابطه معناداری وجود دارد.
میان تصمیم‌گیری استراتژیک و بعد رابطه‌ای سرمایه اجتماعی درون سازمانی در شعب بانک تجارت استان اصفهان رابطه معناداری وجود دارد.

 
اسفند ماه 92
 
تکه هایی از متن به عنوان نمونه :

چکیده
بررسی حالات گذرای الکترومغناطیسی در توربین­های بادی
به کوشش
حمید صمصامی
 
با توسعه روز­افزون توربین­های بادی، بالا بردن کارآیی آن حیاتی تر شده است. یکی از فاکتور­ها برای سنجش کارآیی توربین بادی، عملکرد آن در قبال مسائل حالت گذرا است. پدیده هایی که منجر به ایجاد حالات گذرای الکترومغناطیسی بر روی مزرعه بادی می شوند، به دو مقوله صاعقه و کلید­زنی تقسیم بندی شده است، که هر کدام به دو زیر ­شاخه تقسیم شده ­اند: مطالعات درون سیستم و مطالعات درون شبکه ای. در بخش صاعقه، مواردی از جمله میزان تاثیر­پذیری مبدل ها از صاعقه، نقش سیستم زمین در اضافه ولتاژ­ها، تاثیر ارتفاع توربین بر اضافه ولتاژ­ها، تاثیر وجود هر یک از برقگیر­ها بر کاهش اضافه ولتاژ­ها، تاثیر طراحی مزرعه (وجود یا عدم وجود ترانسفورماتور­های افزاینده) بر اضافه ولتاژ­ها، برخورد صاعقه به خط انتقال متصل به مزرعه و تاثیر آن بر توربین ها و برخورد صاعقه به ناسل توربین مورد بحث و بررسی قرار گرفته است.
در بخش کلید­زنی، عوامل اصلی کلید­زنی در دو حوزه بررسی شده است: کلید­زنی بر روی سیستم DFIG و کلید­زنی بر روی شبکه. از جمله عامل­های کلید­زنی بر روی سیستم DFIG می توان به سنکرون کردن توربین ها با شبکه، بی برق کردن توربین ها، وصل بانک های خازنی و بروز خطا­های ناخواسته بر روی مبدل­ها اشاره کرد. در حوزه کلید­زنی بر روی شبکه تنها به قطع و وصل خطوط اشاره شده است.
برای رسیدن به این اهداف، این پایان ­نامه در پنج فصل تدوین شده است. در فصل اول مقدمه ای اجمالی بر توربین­های بادی شامل معرفی انواع تقسیم بندی­های توربین­ها و همچنین معرفی اجزای یک توربین بیان شده است. حالت­های گذرای ممکن در یک DFIG در فصل دوم گنجانده شده است که شامل دو حوزه صاعقه و سوییچینگ می شود. فصل سوم به مدل سازی توربین بادی با ژنراتور DFIG پرداخته است. نتایج شبیه سازی که بوسیله مدل ارائه شده در فصل سوم بدست آمده است، در فصل چهارم گنجانده شده است و در انتها، نتیجه گیری و ارائه پیشنهادات جهت مطالعات آتی در فصل پنجم شرح داده شده است.
 
 
فهرست مطالب
 
 
عنوان
فصل اول: مقدمه ای بر توربین های بادی      
1-1- مقدمه
1-2- توربین های بادی
1-2-1- معرفی اجزای توربین بادی
1-3- تقسیم بندی توربین های بادی
1-4- ژنراتور القایی با تغذیه دو­گانه
1-4-1- طراحی و عملکرد DFIG
1-4-2- مزایای DFIG
1-4-3- مدل ها و کنترل گذرا
1-5- مسائل موجود در بهره برداری DFIG
1-5-1- ژنراتور بادی در حالت اتصال به شبکه
1-5-2- توربین بادی در حالت جدا از شبکه
فصل دوم: حالت­های گذرای ممکن در DFIG
2-1- مقدمه
2-2- صاعقه
2-2-1- فیزیک صاعقه
2-2-2- جریان ناشی از اصابت صاعقه
2-3- کلید­زنی
2-3-1- برق دار کردن توربین ها
2-3-2- بی برق کردن توربین ها
2-3-3- کلید­زنی بانک خازنی
فصل سوم: مدل سازی DFIG در حالت گذرا
3-1- سیستم مورد مطالعه
3-2- مدل تجهیزات در EMTP
3-2-1- منبع جریان صاعقه
3-2-2- ساختمان توربین بادی
3-2-3- سیستم زمین
3-2-4- ژنراتور القایی با تغذیه دو­گانه
3-2-5- برقگیر
3-2-6- خازن های پراکندگی
فصل چهارم: شبیه سازی
4-1- مقدمه
4-2- شبیه سازی حالت­های گذرای ناشی از صاعقه
4-2-1- برخورد صاعقه به پره­های توربین بادی
4-2-2- برخورد صاعقه به خط انتقال متصل به مزرعه بادی
4-3- شبیه سازی حالت های گذرای ناشی از کلید­زنی
4-3-1- کلید­زنی بر روی سیستم DFIG
4-3-2- کلید­زنی بر روی شبکه متصل به مزرعه بادی
فصل پنجم: نتیجه گیری و ارائه پیشنهادات
5-1- مقدمه
5-2- نتیجه گیری
5-2-1- صاعقه
5-2-2- کلید­زنی
5-3- ارائه پیشنهادات جهت مطالعات آتی
منابع و مأخذ
 
 
 
صفحه
1
1
3
3
8
9
10
10
13
16
16
21
29
 
29
33
33
33
35
35
39
39
41
41
43
43
44
45
47
48
49
50
50
51
51
60
61
62
91
96
96
97
97
99
102
103
 
 
 
 
 
 
فهرست شکل­ها
 

عنوان
شکل شماره 1- اجزای توربین بادی
شکل شماره 2- اتصال ژنراتور القایی از نوع DFIG به شبکه
شکل شماره 3- سیستم تبدیل انرژی بادی با بهره گرفتن از DFIG
شکل شماره 4- الگوریتم کنترلی مبدل سمت روتور برای کنترل و
شکل شماره 5- کنترل مبدل سمت خط برای تنظیم ولتاژ dc و تامین توان راکتیو
شکل شماره 6- دیاگرام تک خطی یک سیستم قدرت ساده
شکل شماره 7- بلوک دیاگرام کنترل کننده برای اینورتر سمت شبکه
شکل شماره 8- بلوک دیاگرام فرکانس شبکه مبتنی بر کنترل اینورتر سمت شبکه
شکل شماره 9- سیستم قدرت DC
شکل شماره 10- سیستم قدرت تجدید­پذیر AC
شکل شماره 11- یک سیستم قدرت بادی – دیزلی بزرگ
شکل شماره 12- سیستم DFIG در حالت جدا از شبکه
شکل شماره 13- مدار معادل خازن­های بزرگ (CS)
شکل شماره 14- تغییرات ولتاژ حاصل از تخلیه جوی الکتریکی
شکل شماره 15- مدل صاعقه
شکل شماره 16- سیستم DFIG
شکل شماره 17- سیستم بادی مورد مطالعه
شکل شماره 18- طرح کلی توربین بادی
شکل شماره 19- شکل موج صاعقه
شکل شماره 20- مدل خط با پارامتر­های توزیع شده
شکل شماره 21- مدل DFIG
شکل شماره 22- مبدل PWM
شکل شماره 23- اضافه ولتاژ ایجاد شده در نقطه m2 ناشی از برخورد صاعقه به پره
شکل شماره 24- سیستم DFIG
شکل شماره 25- اضافه ولتاژ ایجاد شده بر روی مبدل­های سیستم DFIG
شکل شماره 26- نمودار­های پیک اضافه ولتاژ بر حسب ارتفاع توربین
شکل شماره 27- زمان میرایی اضافه ولتاژ­ها بر حسب ارتفاع توربین
شکل شماره 28- مقایسه اضافه ولتاژ­ها در دو سناریوی مختلف برای نقطه m2
شکل شماره 29- مقایسه اضافه ولتاژ­ها در دو سناریوی مختلف برای سیستم زمین
شکل شماره 30- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده بر روی m2 در دو حالت برخورد صاعقه به پره و ناسل
شکل شماره 31- تاثیر وجود برقگیر­های تعبیه شده در دو سمت ترانسفورماتور افزاینده بر اضافه ولتاژ
نقطه m2
شکل شماره 32- تاثیر وجود برقگیر­های تعبیه شده در دو سمت ترانسفورماتور افزاینده بر اضافه ولتاژ
نقطه m8
شکل شماره 33- تاثیر وجود برقگیر تعبیه شده در سمت HV ترانسفورماتور بر اضافه ولتاژ نقطه m2
شکل شماره 34- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده برای دو سیستم مذکور در نقطه m2
شکل شماره 35- برخورد صاعقه به خط انتقال و مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در دو حالت مذکور برای نقطه m2
شکل شماره 36- سیستم DFIG
شکل شماره 37- ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب اول
شکل شماره 38- ولتاژ استاتور در ترتیب اول
شکل شماره 39- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب اول
شکل شماره 40- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب دوم
شکل شماره 41- شکل موج ولتاژ استاتور در ترتیب دوم
شکل شماره 42- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب دوم
شکل شماره 43- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب سوم
شکل شماره 44- شکل موج ولتاژ استاتور در ترتیب سوم
شکل شماره 45- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب سوم
شکل شماره 46- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب چهارم
شکل شماره 47- شکل موج ولتاژ استاتور در ترتیب چهارم
شکل شماره 48- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب چهارم
شکل شماره 49- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب پنجم
شکل شماره 50- شکل موج ولتاژ استاتور در ترتیب پنجم
شکل شماره 51- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب پنجم
شکل شماره 52- اضافه ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب اول
شکل شماره 53- اضافه ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب دوم
شکل شماره 54- شکل موج ولتاژ استاتور در ترتیب دوم
شکل شماره 55- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب سوم
شکل شماره 56- شکل موج ولتاژ استاتور در ترتیب سوم
شکل شماره 57- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب سوم
شکل شماره 58- ولتاژ حاصل بر روی مبدل سمت شبکه DFIG در ترتیب چهارم
شکل شماره 59- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در ترتیب پنجم
شکل شماره 60- شکل موج ولتاژ استاتور در راه حل اول
شکل شماره 61- شکل موج ولتاژ مبدل­های DFIG در راه حل اول
شکل شماره 62- شکل موج ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده در راه حل دوم
شکل شماره 63- شکل موج ولتاژ استاتور در راه حل دوم
شکل شماره 64- شکل موج ولتاژ مبدل سمت شبکه در راه حل دوم
شکل شماره 65- شکل موج ولتاژ القا شده استاتور ناشی از نابرابر بودن ولتاژ­ها
شکل شماره 66- مقایسه دو ترتیب عنوان شده در برق دار کردن ترانسفورماتور­های افزاینده
شکل شماره 67- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت HV ترانسفورماتور بدون حضور خازن
شکل شماره 68- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت LV ترانسفورماتور بدون حضور خازن
شکل شماره 69- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت HV ترانسفورماتور با حضور خازن
شکل شماره 70- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت LV ترانسفورماتور با حضور خازن
شکل شماره 71- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت HV ترانسفورماتور با و بدون شار باقیمانده با حضور بانک خازنی
شکل شماره 72- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت LV ترانسفورماتور با و بدون شار باقیمانده با حضور بانک خازنی
شکل شماره 73- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت HV ترانسفورماتور با و بدون شار باقیمانده بدون حضور بانک خازنی
شکل شماره 74- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در سمت LV ترانسفورماتور با و بدون شار باقیمانده بدون حضور بانک خازنی
شکل شماره 75- شکل موج ولتاژ PCC و اضافه ولتاژ ایجاد شده ناشی از کلید­زنی بانک خازنی در یک پله
شکل شماره 76- شکل موج ولتاژ LV ترانسفورماتور افزاینده و اضافه ولتاژ ایجاد شده ناشی از کلید­زنی خازنی در یک پله
شکل شماره 77- شکل موج ولتاژ PCC و اضافه ولتاژ ایجاد شده ناشی از کلید­زنی بانک خازنی در 16 پله
شکل شماره 78- کل موج ولتاژ LV ترانسفورماتور افزاینده و اضافه ولتاژ ایجاد شده ناشی از کلید­زنی خازنی در 16پله
شکل شماره 79- مقایسه اضافه ولتاژ ناشی از کلید­زنی اول در دو حالت مذکور برای PCC
شکل شماره 80- مقایسه اضافه ولتاژ ناشی از کلید­زنی اول در دو حالت مذکور برای سمت LV ترانسورماتور افزاینده
شکل شماره 81- تاثیر روش VZSC بر کاهش گذراهای ناشی از کلید­زنی خازنی در PCC
شکل شماره 82- تاثیر روش VZSC بر کاهش گذرا­های ناشی از کلید­زنی خازنی در ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده
شکل شماره 83- تنظیم نبودن زمان وصل فاز b کلید قدرت و تاثیر منفی آن بر فاز a ولتاژ ترانسفورماتور
شکل شماره 84- تاثیر روش VPZC بر کاهش گذرا­های ناشی از کلید­زنی خازنی در ولتاژ PCC
شکل شماره 85- تاثیر روش VPSC بر کاهش گذرا­های ناشی از کلید­زنی خازنی در ولتاژ سمت LV ترانسفورماتور افزاینده
شکل شماره 86- تنظیم نبودن ولتاژ اولیه خازن در فاز b و تاثیر منفی آن بر فاز a ولتاژ ترانسفورماتور
شکل شماره 87- تریستور
شکل شماره 88- تاثیر سوختن تریستور بر ولتاژ مبدل DFIG در حالت on-grid
شکل شماره 89- تاثیر سوختن تریستور بر ولتاژ مبدل DFIG در حالت off-grid
شکل شماره 90- تاثیر سوختن تریستور بر ولتاژ LV ترانسفورماتور افزاینده در حالت off-grid
شکل شماره 91- تاثیر قطع شدن خط انتقال بر PCC
شکل شماره 92- تاثیر قطع شدن خط بر ولتاژ LV ترانسفورماتور
شکل شماره 93- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در فاز a از PCC ناشی از قطع شدن خط در صورت وجود و عدم وجود برقگیر
شکل شماره 94- مقایسه اضافه ولتاژ ایجاد شده در PCC در سه سناریوی مذکور
شکل شماره 95- شکل موج ولتاژ PCC بعد از وصل خط
شکل شماره 96- شکل موج ولتاژ LV ترانسفورماتور افزاینده بعد از وصل خط
شکل شماره 97- شکل موج ولتاژ HV ترانسفورماتور افزاینده بعد از وصل خط
 
صفحه
3
6
11
15
15
17
20
21
23
24
25
27
27
31
35
36
41
42
44
45
47
48
52
53
53
54
55
56
56
57
 
58
 
58
59
60
 
61
63
64
64
64
65
65
65
66
67
67
67
68
68
69
69
69
70
71
71
71
72
72
72
73
74
74
74
75
75
76
77
78
78
79
79
 
80
 
81
 
82
 
82
83
 
83
84
 
84
85
 
85
86
 
86
87
87
 
88
88
89
90
91
91
92
93
 
93
94
95
95
95
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
فهرست نشانه­ های اختصاری
 
C= خازن
= باند هیسترزیس برای کنترل جریان هیسترزیس
= بردار جریان سمت منبع برای سیستم DFIG
= مولفه راکتیو جریان مبدل سمت منبع
= بردار جریان سمت روتور برای سیستم DFIG
= جریان مرجع
= مولفه راکتیو جریان روتور
= بردار جریان سمت استاتور برای سیستم DFIG
J= ممان اینرسی ماشین
= توان تحویل شده به سیستم از طرف مبدل سمت منبع
= توان الکترومکانیکی ماشین
= توان تحویل داده شده به شبکه از طرف DFIG
= توان مکانیکی ورودی به ماشین
= توان اسمی ماشین
= توان تحویل داده شده به شبکه از طرف استاتور
= توان مرجع تحویل داده شده به شبکه از طرف استاتور