بخشی از مقاله
خلاصه
سیستم انتقال از مهمترین اجزا در صنعت برق میباشد که میتواند تاثیر زیادی بر روی هزینه تمام شده برق بگذارد. در مطالعات توسعه سیستم انتقال سعی بر این است که با افزودن تجهیزات جدید، کفایت سیستم در سال هدف تامین شود.
به عبارتی در مطالعات برنامهریزی توسعه سیستم انتقال - TEP - به دنبال تعیین نوع تجهیزات جدید، ویژگیها و مکان نصب آنها در شبکه هستیم، به گونهای که ضمن تامین کفایت مطلوب سیستم، هزینه تهیه و نصب این تجهیزات نیز حداقل گردد و نیز درآمد حاصل از خدمات انتقال برای شرکتهای عمدهفروشی حداکثر گردد. در این مقاله روشی برای برنامهریزی توسعه خطوط در یک ناحیه توسط شرکت انتقال مربوطه ارائه می گردد.
طرح توسعه انتقال پیشنهادی با در نظر گرفتن افزایش درآمد شرکت انتقال حاصل از ترانزیت برق و نیز لحاظ کردن رفاه اجتماعی و قابلیت اطمینان به عنوان پارامترهای مورد نظر بهرهبردار سیستم، ارائه شده است. بهینهسازی طرح توسعه انتقال با روش برنامهریزی احتمالی و با کمک الگوریتم PSO حل میشود. روش پیشنهادی بر روی شبکه تست 118 باس IEEE پیادهسازی شده و مقایسه این روش با روشهای پیشین ارائه گردیده است.
1. مقدمه
یکی از اهداف اصلی تجدید ساختار سیستمهای قدرت، ایجاد یک فضای عادلانه، در صنعت برق میباشد به گونهای که شرکتهای تولید و فروشنده و مصرفکنندگان از رضایت نسبی برخوردار باشند، از این رو میبایست با ایجاد زمینههای مناسب فضا را برای ایجاد محیطی رقابتی و عادلانه مهیا نمود.
سیستم انتقال از مهمترین اجزا در صنعت برق میباشد که میتواند تاثیر زیادی بر روی هزینه تمام شده برق بگذارد. در مطالعات توسعه سیستم انتقال، سعی بر این است که با افزودن تجهیزات جدید، کفایت سیستم در سال هدف تامین شود. به عبارتی در مطالعات برنامهریزی توسعه سیستم انتقال - TEP - هدف تعیین نوع تجهیزات جدید، ویژگیها و مکان نصب آنها در شبکه میباشد.
در [1] و [2] با ایدهی کاهش تراکم و افزایش رفاه اجتماعی به توسعه خطوط انتقال پرداخته شده است. در [3] از برنامهریزی توسعه انتقال با چندین هدف جهت ارتقاء قابلیت سیستم انتقال و کاهش مازاد تراکم استفاده شده است. با افزایش اهمیت امنیت سیستم، در [4] و [5] مباحث کفایت و امنیت سیستم وارد طراحی توسعه خطوط شد.
در [6]، روش MILP را برای بهینه سازی فضای غیر خطی توسعه خطوط انتقال انتخاب کردهاند. در این روش تلفات سیستم انتقال، هزینه تولید ژنراتورها با در نظر گرفتن محدودیت N-1 جهت تحلیل امنیت سیستم در تابع هدف گنجانده شده است.
در [7] در روش پیشنهادی ضمن معرفی یک معیار احتمال جدید به نام قیمتگذاری حدی گرهای، با محاسبه تابع چگالی احتمالی قیمتهای گرهای، شاخص جدیدی جهت برنامه ریزی توسعه انتقال در محیط بازار ارائه شده است. تابع هدف ارائه شده براساس ارزش گذاری انتقال می باشد که در آن همه شاخصهای هزینه سرمایه گذاری، هزینه بهرهبرداری، مازاد تراکم، هزینه قطع بار و هزینه ناشی از عدم قطعیت سیستم قدرت، در نظر گرفته شده است.
در [8] به بررسی تاثیر سیاستهای منطقهای اعمالی بر طراحی انتقال میپردازند، با معرفی طراحی پارتو در پی هم تراز کردن سیاستهای فرا منطقهای و منطقهای و برطرف کردن ناسازگاریهای این دو میباشد. در [2] یک روش بهینهسازی برای توسعه انتقال با چند تابع هدف در سیستمهای تجدید ساختار یافته، ارائه کردهاند. در این روش از الگوریتم ژنتیک NSGA II با استفاده از روش ارزیابی فازی استفاده شده است.
این مقاله به دنبال برنامه ریزی توسعه خطوط توسط شرکت انتقال، با هدف افزایش سود حاصل از ترانزیت انتقال در کنار تامین پارامترهای مورد نظر بهرهبردار شبکه شامل قابلیت اطمینان و مازاد تراکم خطوط انتقال با استفاده از برنامهریزی تصادفی و با روش الگوریتم PSO میباشد.
2. تعریف مسأله
در این مقاله شرکت انتقال به عنوان یک مجموعه مستقل که قادر به سرمایهگذاری در انتقال و ارائه خدمات انتقال به شرکت مدیریت شبکه است، در نظر گرفته میشود. در برنامهریزی سیستم انتقال پیشنهادی، اولویت اول حداکثر کردن درآمد حاصل از خدمات انتقال میباشد، در کنار آن تمایلات بهرهبردار بازار شامل: افزایش قابلیت اطمینان شبکه، کاهش هزینههای تراکم لحاظ میگردد.
شرکت انتقال ابتدا طرح پیشنهادی را به ISO ارائه میدهد، سپس این طرح توسط ISO از لحاظ میزان مازاد تراکم و قابلیت اطمینان بررسی میگردد، در صورتی که معیارهای ISO برآورده شود، طرح مورد تائید قرار میگیرد، در غیر این صورت شرکت میبایست طرح پیشنهادی خود را اصلاح کند. رویه اصلاحی توسط شرکت انتقال جهت برآورده کردن معیارهای ISO از ابتدا در تابع هدف قرار داده می شود. دسترس پذیری خطوط و تراسفورماتورها به عنوان عدم قطعیت در این مقاله در نظر گرفته شده است. لازم به ذکر است که تنها پیشامد خروج یکی از ادوات در نظر گرفته شده است.
در این مقاله تغییرات تصادفی بار و قیمت بازار با استفاده از برنامهریزی احتمالاتی شبیهسازی شده است. همچنین برای یافتن طرح مناسب از الگوریتم PSO استفاده شده است. در تمام مراحل پیاده سازی از پخش بار بهینه AC استفاده شده است و تمام قیدهای آن مانند قیدهای توان عبوری از خطوط، ولتاژ باسها و توان اکتیو و راکتیو تولیدی ژنراتورها در تمام مراحل در نظر گرفته میشود.
2.1 برنامهریزی تصادفی
عدم قطعیت در اکثر مسائل تصمیمگیری در بازار برق وجود دارد. در این مقاله نیز تغییرات بار و در پی آن قیمتهای پیشنهادی بازار در طول دوره شبیه سازی به صورت برنامهریزی تصادفی مدل شده است. در برنامهریزی تصادفی هر پارامتر غیر قطعی با یک متغیر تصادفی مدل میشود، که این متغیرهای تصادفی به وسیلهی سناریوهای مشخصی بیان میشوند.
2.2 خرید خدمات انتقال در شبکه برق
یکی از مهمترین مبانی بازارهای برق، چگونگی قیمتگذاری کالا و خدمات در آن است.نحوه تخصیص هزینه انتقال کاملاً وابسته به نوع قرارداد و روش قیمتگذاری بوده و برای انواع مختلف تبادلات توان متفاوت هستند .[10] در این جا به منظور عملی کردن مقاله در آینده نه چندان دور از روشها و اطلاعات شبکه ایران استفاده شده است که روش مورد استفاده برای محاسبه درآمد انتقال، روش مگاوات مایل است که در زیر تشریح شده است
بهای خدمات انتقال از دو قسمت بهای آمادگی و بهای انرژی تشکیل شده است. بهای آمادگی خدمات انتقال خطوط به شرح زیر تعیین میشود:
که در اینجا X خط انتقال انتخابی، USO - X - نرخ آمادگی خطوط برحسب ریال بر مگاوات ساعت کیلومتر، IVPD[ - X - ظرفیت آماده بکار خ ط برحسب مگاوات در سناریو S، WS - X - زمان آمادگی خط در طول دوره برحسب ساعت، 563O - X - درآمد حاصل از آمادگی خطوط برای سناریوی S برحسب ریال - اندیس S در این جا بیانگر سناریو میباشد - و O - X - طول خط مورد نظر برحسب کیلومتر است، که در مورد خطوط میان دو ناحیه طولی محاسبه میشود که شرکت خدمات انتقال مورد نظر مالکیت آن را دارد.
بهای آمادگی خدمات انتقال ترانسفورماتورها به شرح زیر تعیین میشود:
که در اینجا X ترانسفورماتور انتخابی، USW - X - نرخ آمادگی ترانسفورماتور بر حسب ریال بر مگاولت آمپر ساعت، 09$VPD[ - X - ظرفیت آماده بکار ترانسفورماتور در سناریو S بر حسب مگاولت آمپر، WS - X - زمان آمادگی ترانسفورماتور بر حسب ساعت و 5637 - X - درآمد حاصل از آمادگی ترانسفورماتور در سناریو S بر حسب ریال میباشد.
بهای انتقال انرژی خدمات انتقال خطوط به شرح زیر تعیین میشود:
که در اینجا X خط انتخابی، U - O - X - نرخ انرژی خط برحسب ریال بر مگاوات ساعت کیلومتر، I6 - X - انرژی خط بر حسب مگاوات در سناریو S، /RVV6 - X - تلفات خط مورد نظر بر حسب مگاوات در سناریو S، W - - X - زمان انتقال انرژی خط برحسب ساعت، O - X - طول خط مورد نظر بر حسب کیلومتر می باشد که در مورد خطوط میان دو ناحیه طولی محاسبه میشود که شرکت خدمات انتقال مورد نظر مالکیت آن را دارد و در نهایت 56 - O - X - درآمد حاصل از انرژی خط در سناریو S بر حسب ریال میباشد.
بهای انتقال انرژی خدمات انتقال ترانسفورماتورها به شرح زیر تعیین میشود:
که در اینجا X ترانسفورماتور انتخابی، U - 7 - X - نرخ انرژی ترانسفورماتور برحسب ریال بر مگاولت آمپر ساعت، 09$V - X - توان ظاهری ترانسفورماتور در سناریو S برحسب مگاولت آمپر، /RVVV - X - تلفات ترانسفورماتور شامل تلفات اکتیو و راکتیو در سناریو S برحسب مگاولت آمپر، W - - X - زمان انتقال انرژی برحسب ساعت و 56 - 7 - X - درآمد حاصل از انرژی ترانسفورماتور بر حسب ریال میباشد.
بهای خدمات انتقال در هر سناریو پس از توسعه و پیش از توسعه از مجموع چهار مولفه محاسبه شده به دست میآید که در رابطه 1SO - 6 - تعداد خطوط پس از توسعه در ناحیه مربوط به شرکت خدمات انتقال و 1SW تعداد ترانسفورماتورهای پس از توسعه در ناحیه مربوط به شرکت خدمات انتقال میباشد.
که در رابطه 1EO - 7 - تعداد خطوط پیش از توسعه در ناحیه مربوط به شرکت خدمات انتقال و 1EW تعداد ترانسفورماتورهای پیش از توسعه در ناحیه مربوط به شرکت خدمات انتقال میباشد.
جهت وارد کردن اثر اضافه شدن خطوط بر درآمد با داشتن احتمالات وقوع هر یک از سناریوها، از اختلاف درآمد پیش از توسعه و پس از توسعه استفاده میکنیم:
2.3 قابلیت اطمینان
شرکت انتقال میبایست در طرح پیشنهادی خود سطح قابلیت اطمینان مورد نظر ISO را تامین کند. قابلیت اطمینان از دو منظر کفایت سیستم و امنیت سیستم مورد بررسی قرار میگیرد. در حالت بهرهبرداری نرمال، باید بار شبکه تامین شده و قطع بار اتفاق نیافتد. در صورتی که در طرح ارائه شده، کفایت سیستم تامین نشود، طرح ازسوی ISO رد خواهد شد. پس از آن میبایست امنیت سیستم حفظ شود که در این جا از آنالیز پیشامد خطای خطوط استفاده شده است. در صورتی که امنیت سیستم تامین نشود، شرکت انتقال متناسب با میزان بار از دست رفته به هنگام بروز پیشامدها، جریمه خواهد شد. هزینه قطع بار با ایده استفاده از ژنراتورهای مجازی در هر باس باری که در [11] بیان شده است، محاسبه میشود.
برای محاسبه مجموع هزینه بار قطع شده در حالت پیشامد خروج خطوط از معادله - 9 - استفاده میشود
