برنامه¬ریزی مبتنی بر ریسک اشتراک واحدهای نیروگاهی در حضور نیروگاه¬های بادی و تلمبه ذخیره¬ای

فهرست مطالب

عنوان مطالب

شماره صفحه

چکیده 1

فصل اول : کلیات

1-1- مقدمه 3

1-2- پیشینه برنامه ریزی مبتنی بر ریسک اشتراک واحدهای نیروگاهی در حضور واحدهای آبی و بادی .5 1-3- اهداف پروژه ......................................................................................................................................8 فصل دوم : مفهوم ریسک و قابلیت اطمینان در سیستم قدرت 2-1- مقدمه ..................................................................................................................................................11 2-2- قابلیت اطمینان سیستمهای قدرت .......................................................................................................11 2-3- مدیریت ریسک ..................................................................................................................................12 2-4- عملکرد قابل قبول سیستم قدرت .......................................................................................................16 2-5- بازه­های زمانی برنامه­ریزی سیستم قدرت ...........................................................................................18 2-6- محدودیت های بهره برداری سیستم قدرت ........................................................................................22 2-7- مفهوم ذخیره چرخان ..........................................................................................................................23 2-8- معیارهای ارزیابی ذخیره چرخان ........................................................................................................25 2-8-1- معیارهای قطعی ارزیابی ذخیره چرخان .........................................................................................26 2-8-2- معیارهای احتمالاتی ارزیابی ذخیره چرخان ...................................................................................27 2-9- مدل ساده دو حالته قابلیت اطمینان واحدهای تولیدی حرارتی ..........................................................28 2-10- سطوح سلسله مراتبی در ارزیابی قابلیت اطمینان ............................................................................31 2-10-1- ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم تولید ( سطح HLI ) ............................................................ 31 2-10-1-1- شاخص احتمال از دست رفتن بار (LOLP ، LOLE) .......................................................32 2-10-1-2- شاخص از دست رفتن انرژی ( EENS،LOEE ) ...............................................................34 2-10-1-3- شاخص فراوانی و تداوم (LOLF ،LOLD ) ......................................................................35 2-10-2- ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال ( سطح HLII ) .....................................36 2-10-2-1- شاخص­های ارزیابی قابلیت اطمینان نقاط بار مشترکین ......................................................37 2-10-2-2- شاخص های ارزیابی قابلیت اطمینان کل سیستم ................................................................38 2-11- نتیجه­گیری ...................................................................................................................................39 فصل سوم : نیروگاه­های برق آبی تلمبه ذخیره­ای و مزارع بادی 3-1- مقدمه ............................................................................................................................................41 3-2- بهره­بردار مستقل سیستم و انواع بازارهای برق .............................................................................42 3-2-1- برنامه­ریزی بهره­برداری سیستم قدرت .....................................................................................44 3-2-2- خرید خدمات جانبی بمنظور حفظ قابلیت اطمینان .................................................................46 3-3- شبکه انتقال و قابلیت انتقال توان الکتریکی ..................................................................................47 3-4- نیروگاه­های برق آبی تلمبه- ذخیره­ای PSHPPs...........................................................................50 3-4-1- ظرفیت نصب ...........................................................................................................................57 3-4-2- ارتفاع پمپاژ هد و آبدهی .........................................................................................................57 3-4-3- حجم مفید و مرده ....................................................................................................................58 3-4-4- ارتفاع سدها- تراز حداقل و حداکثر بهره­برداری .....................................................................58 3-4-5- خطوط انتقال انرژی .................................................................................................................59 3-4-6- تعداد ساعات عملکرد و زمان پاسخ نیروگاه ............................................................................59 3-4-7- پمپ و توربین .........................................................................................................................59 3-4-8- عملکرد فنی نیروگاه برق آبی تلمبه- ذخیره­ای ........................................................................60 3-5- مزارع بادی .................................................................................................................................61 3-6- پیشینه مطالعات انجام شده در زمینه برنامه­ریزی اشتراک واحدهای نیروگاهی UC در حضور نیروگاه­های برق آبی تلمبه- ذخیره­ای و مزارع بادی .............................................................................63 3-6-1- بهره­بردارییکپارچهنیروگاهبادیو تلمبهذخیره­ایبرایشرکتدربازاربرق .......................63 3-6-2- برنامه­ریزیبهرهبرداریبهینهازمنابعتولیدبادی و تلمبهذخیره­ایدرسیستمقدرت تجدیدساختارشدهبااستفادهازمدلسازیفازی .........................................................................................................65 3-6-3- برنامه­ریزیوهماهنگینیروگاه­هایتلمبه-ذخیره­ایوبادی بادرنظرگرفتنعدم قطعیتدر پیشبینیباروتوانباد .............................................................................................................................67 3-6-4- برنامه­ریزی بهره­برداری بهینه نیروگاه­های برق آبی تلمبه ذخیره­ای در سیستم قدرت با نفوذ زیاد تولید فتوولتاییک توسط الگوریتم ژنتیک ................................................................................................69 3-6-5- برنامه­ریزی ظرفیت تلمبه ذخیره­ای برای یکپارچه سازی با قدرت باد ....................................71 3-6-6- برنامه­ریزی اشتراک واحدهای نیروگاهی با حضور نیروگاه­های بادی و آبی تلمبه ذخیره­ای ...74 3-6-7- رهیافت برنامه­ریزی پیچیده- صحیح خطی MILP برای بهره­برداری کوتاه مدت نیروگاه آبی و برنامه­ریزی اشتراکی ورود و خروج واحد وابسته به هد مخزن ..............................................................78 3-7- نتیجه­گیری ...................................................................................................................................80 فصل چهارم: فرمولاسیون برنامه­ریزی مبتنی بر ریسک اشتراک واحدهای نیروگاهی با حضور انواع واحدهای حرارتی، برق آبی تلمبه ذخیره­ای و مزارع بادی 4-1- مقدمه ...........................................................................................................................................82 4-2- بازار اشتراکی برق با تسویه همزمان انرژی و خدمات جانبی..........................................................83 4-3- الگوریتم تحلیلی پیشنهادی بمنظور برنامه­ریزی هماهنگ واحدهای حرارتی، برق آبی تلمبه ذخیره­ای و مزارع بادی مبتنی بر ریسک تحت شرایط بازار اشتراکی توان ................................................................ 84 4-3-1- مرحله اول (جواب اولیه از حل مدل معمولی): اجرای روتین UC با حضور واحدهای حرارتی، نیروگاه­های تلمبه ذخیره­ای و مزارع بادی..............................................................................................87 4-3-1-1- نیروگاه­های برق آبی تلمبه- ذخیره­ای در بازار اشتراکی روز آینده......................................88 4-3-1-2- مزارع بادی در بازار اشتراکی روز آینده...............................................................................90 4-3-1-3- نیروگاه­های حرارتی (بار پایه) در بازار اشتراکی روز آینده..................................................92 4-3-2- مرحله دوم (جواب نهایی از حل مدل RBUC پیشنهادی): اجرای توزیع اقتصادی بار ED مبتنی بر ریسک توسط آنالیز سود/هزینه در تابع هدف با حضور واحدهای حرارتی، نیروگاه­های تلمبه ذخیره ای و مزارع بادی...........................................................................................96 4 -3-2-1- مدلسازی قید توازن توان اکتیو در شینه­ها (شرایط نرمال) .................................................97 4-3-2-2- مدلسازی قید توازن توان در شینه­ها (خروج اجباری واحدهای حرارنی) ..........................98 4-3 -2-3- مدلسازی قید توازن توان اکتیو در شینه­ها (سناریوهای کمبود تولید مزارع بادی) .............99 4 -4- فرمولاسیون شاخص ریسک نقاط بار مشترکین .....................................101 فصل پنجم:مطالعات شبیه­سازی و آنالیز حساسیت 5-1- مقدمه............................................................................................................................................104 5-1-1- مدلسازی بخش تولید ................................................................104 5-1-2- مدلسازی شبکه انتقال ......................................................107 5-1-3- مدلسازی تقاضای بار ............................................................................108 5-2- مطالعه حالت پایه .........................................................................................................................109 5-3- بررسی تاثیر تغییر در ارزش بار از دست رفته مشترکین VOLL در باسبار مختلف شبکه بر روی نحوه تسویه بازار اشتراکی روز آینده......................................................................................................114 5-4- بررسی تاثیر تغییر در نرخ خرابی واحدهای حرارتی ORR بر روی نحوه تسویه بازار اشتراکی روز آینده...119 5-5- بررسی تاثیر تغییر پروفیل بارهای متصل به باسبارهای 3، 4 و 5 شبکه بر روی نحوه تسویه بازار اشتراکی روز آینده.......................................................................................................................124 6-5- نتیجه­گیری..................................................................................................................................130 مراجع.....................................................................................................................132

چکیده :

در این پروژه پایان نامه، رهیافت تحلیلی جدیدی برای برنامه­ریزی تولید انرژی الکتریکی و تعیین مقدار و مکان نگهداری ذخیره چرخان متناظر با سطح ریسک نقاط بار مشترکین بوسیله آنالیز سود/هزینه در برنامه بهینه سازی ورود و خروج اشتراکی واحدهای نیروگاهی که علاوه بر واحدهای حرارتی در بخش تولید واحدهای برق آبی تلمبه- ذخیره­ای و مزارع بادی نیز حضور دارند، پیشنهاد می شود. پیش­بینی سناریوهای سرعت- توان باد برای مزارع بادی و خروج های اجباری مرتبه اول واحدهای تولیدی را بعنوان عدم قطعیت­های شرایط بهره برداری شبکه بمنظور ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال ( سطح HLII)در نظر می­گیریم. فرض بر این است که ذخیره چرخان در هر دوره برنامه ریزی بهره برداری مطابق شرایط بازار اشتراکی با تسویه همزمان انرژی و رزرو توسط ظرفیت بدون بار سنکرون واحدهای تولیدی حرارتی شبکه فرآهم می شود. هزینه انرژی تامین نشده مورد انتظار نقاط بار مشترکین (EENScost) بعنوان شاخص احتمالی ارزیابی ریسک سیستم قدرت برای فرآهم آوردن تعادل میان منافع بدست آمده از خریداری ذخیره چرخان در مقابل هزینه خریداری آن در هر دوره 1 ساعته برنامه­ریزی بهره برداری شبکه مطابق بازار اشتراکی با تسویه همزمان انتخاب شده است. الگوریتم پیشنهادی بر روی یک شبکه 5 باسه نمونه تست می شود و در نهایت٬ کارایی و تاثیر عملکرد الگوریتم پیشنهادی توسط انجام مطالعات شبیه سازی و آنالیز حساسیت با تغییر بعضی پارامترهای مهم قابلیت اطمینان نظیر ارزش بار از دست رفته مشترکین در باسهای مختلف شبکه٬ نرخ خرابی واحدهای تولیدی، سناریوهای سرعت- توان پیش­بینی باد برای مزارع بادی و غیره ... مطابق شرایط بازار اشتراکی روز آینده اثبات می شود

فصل اول

کلیات

1-1- مقدمه

در سالهای اخیر، بواسطه افزایش نگرانی­ها در رابطه با گرمایش کره زمین و فراخوان کربن زدایی منابع تولید انرژی الکتریکی، علاقه تجاری به حضور و توسعه ظرفیت نیروگاه­های برق آبی تلمبه ذخیره­ای در شبکه افزایش یافته است. برایذخیرهانرژی،آبتوسط پمپ­هاازمخزنپایینبهبالاپمپمی­شودوبرایاستفادهاز آن،واحد مانندیکنیروگاهآبیانرژیراازطریقتوربین­های آبیبهمخزنپایینمی فرستد. اینواحدهایتلمبهذخیره­ایمیتوانندبهصورتمجزادر بازار فروش انرژی یا رزروشرکتکنند یاتوسطیکشرکتکهدارای نیروگاه هایبادییامتعارفویاهردوهستندبهصورت یکپارچهعملکنند. با حضور واحدهای آبی تلمبه ذخیره­ای در شبکه، برنامه بهینه­سازی Unit Commitment متناظر با شرایط بازار اشتراکی انرژی تغییراتی را در تابع هدف و محدودیت­های فنی به خود می­بیند که باید به لحاظ فنی شرایط جدید مدلسازی شود. برای حل این مسئله تحت شرایط جدید می­توان از روش­های تحلیلی و ابتکاری استفاده کرد. مطالعاتی که در این حوزه با روش تحلیلی انجام شده بیشتر عدم قطعیت پیش­بینی سرعت- توان باد را در نظر گرفته­اند این در حالی است که برای برنامه­ریزی تولید و مقدار ذخیره چرخان تحت شرایط بازار اشتراکی لحاظ نمودن قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال، حوادث احتمالی معتبر نظیر خروج اجباری واحدهای تولیدی از شبکه انتقال (هزینه ناشی از قطع بار بواسطه تغییر پخش بار شبکه به هنگام شرایط اضطراری) به عنوان عدم قطعیت می­تواند ما را به مدلسازی دقیق­تر و حل بهینه مسئله فوق الذکر نزدیکتر سازد در نتیجه از صرف هزینه­های اضافی بمنظور تخصیص ذخیره چرخان بیش از حد نیاز یا دیسپچینگ غیر اقتصادی بار بر روی واحدهای تولیدی ممانعت به عمل آورد و بدین ترتیب سود ماکزیمم از تسویه بازار اشتراکی را به شرکای آن برسد. در سیستمهای قدرت سنتی و سیستمهای قدرت تجدید ساختار یافته امروزی برای صرفه جویی در سوخت مصرفی توسط نیروگاه­های حرارتی برنامه­ای تحت عنوان unit commitment جهت برنامه­ریزی ورود و خروج اشتراکی واحدهای نیروگاهی به منظور تامین بار به نحوی که بدون تجاوز از قیود سیستمی و فیزیکی شبکه، هزینه تولید انرژی کمینه یا ماکزیمم­سازی سود شرکای بازار، اجرا می­گردید. این برنامه­ریزی در سیستمهای امروزی بر اساس اطلاعاتی نظیر پیشنهاد فروش که از طرف صاحبان واحدهای نیروگاهی تقدیم می­گردد و پیشنهاد مصرف که از طرف صاحبان بار دریافت می­گردند تحت شرایط نرمال برای سیستم قدرت انجام می­شود. با توجه به اینکه دو هدف حفظ قابلیت اطمینان سیستم قدرت (مدریت ریسک) و منافع اقتصادی حاصل از مبادلات توان اکتیو در بازاربرق با یکدیگر در رقابت هستند به گونه ای که افزایش میزان مبادلات به منظور افزایش سود شرکای بازار، منجر به تجاوز از معیارهای قابلیت اطمینان شده و امنیت سیستم را به مخاطره می اندازد و در مقابل افزایش حاشیه های قابلیت اطمینان سیستم بمنظور کاهش هزینه های احتمالی قطع انرژی (نقض مبادلات) ناشی از وقوع رخدادهای تصادفی نظیر، خروج اجباری واحدهای نیروگاهی بزرگ و یا خطوط انتقال و غیره.. محدودیت در مبادلات توان و فضای رقابتی بازار و همچنین افزایش هزینه های بهره برداری را بدنبال خواهد داشت. بهره بردار مستقل سیستم ISO، بعنوان مسئول حفظ قابلیت اطمینان سیستم و مدیر بازار برق، تصفیه بازار انرژی (قبول با رد مبادلات) و همچنین خرید خدمات جانبی (ذخیره بهره برداری) هر دوره برنامه ریزی بهره برداری روزانه را باید به نحوی انجام دهد که، مجموع هزینه های کل سیستم، شامل هزینه بهره برداری و هزینه های قابلیت اطمینان کمینه شود و در نتیجه رفاه اجتماعی بیشینه شود. بنابراین، هدف ما در این پروژه پایان­نامه، ارائه الگوریتم تحلیلی جدید با توجه به معیار قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال (سطح HLII) برایحلمسئله UC با حضور واحدهای بادی و تلمبه ذخیره­ای علاوه بر واحدهای حرارتی می­باشد. برای دستیابی به این هدف، فرمولاسیون جدیدی برای شاخص ریسک نقاط بار مشترکین (load point) از طریق ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال با توجه به عدم قطعیت­های موجود شامل تغییرپذیری سرعت باد و خروج اجباری واحدهای تولیدی حرارتی و آبی تلمبه ذخیره­ای (PSH) ارایه می­گردد. تابع هدف، بیشینه­سازی تفاضل درآمد کل شامل تولید انرژی بر روی انواع نیروگاه­های حاضر در بازار اشتراکی روز آینده از هزینه­های کل شامل مجموع هزینه سوخت نیروگاه­های حرارتی و هزینه ثابت بهره برداری واحدهای تلمبه ذخیره­ای و هزینه و همچنین نگهداری ذخیره چرخان ریسک نقاط بار مشترکین با در نظر گرفتن کلیه قیود بهره‏برداری، می­باشد. بدین ترتیب که با حل این مسئله نحوه ورود و خروج واحدهای حرارتی، بادی و آبی تلمبه ذخیره­ای بعلاوه توزیع اقتصادی بار بر روی آنها، مقدار و مکان ذخیره چرخان و همچنین هزینه ریسک بهینه نقاط بار در برنامه­ریزی ­بهره­برداری سیستم تحت شرایط بازار اشتراکی تعیین می­شود.

1-2- مطالعات انجام شده در زمینه برنامه­ریزی مبتنی بر ریسک اشتراک واحدهای نیروگاهی با حضور واحدهای برق آبی و مزارع بادی

نیروگاه برق آبی تلمبه ذخیره­ای برای ذخیره انرژی الکتریکی در شبکه با مقیاس کوچک به منظور صرفه اقتصادی از سال 1890 توسعه یافته است. از سال 2000 ، علاقه به توسعه امکانات PHS مجددا در سراسر دنیا احیا شد ودر سال 2009 صدها نیروگاه تلمبه ذخیره­ای با ظرفیت 127 گیگا وات در کل دنیا در حال بهره­برداری هستند. در حال حاضر، کشور ژاپن بالاترین ظرفیت PHS را در کل دنیا دارا می­باشد.توسعه دهندگان به طور فعالانه پروژه­های جدید PHS در سرتاسر دنیا را تعقیب می­کنند. ظرفیت مازاد PHS 76 گیگا واتی جهان در سال 2014 انتظار می­رود. کشور چین پیشتازانه ترین برنامه­ریزی­ها را در این حوزه دارا می­باشد.دولت چین 247 مکان مستعد PHS با ظرفیت کل 310 گیگا وات شناسایی کرده است و انتظار می­رودکه تا سال 2020 ظرفیت نصب شده PHS تا 50 گیگا وات افزایش دهد. از آنجایی که کشور ژاپن هم اکنون بالاترین حجم نصب PHS را در دنیا دارد، کمپانی­های برقی ژاپن بطور پیوسته در حال افزایش و توسعه طرح­های PHS هستند. به دنبال توجه ویژه این کشورها در توسعه ظرفیت نیروگاه­های تلمبه ذخیره­ای، بنابراین تحقیقات گسترده­ای در زمینه برنامه­ریزی تولید و نحوه در مدار قرار گرفتن این واحدها در کنار واحدهای حرارتی متعارف (واحدهای بار پایه) و مزارع بادی در غالب حل مسئله UC مطابق شرایط برپایی بازارهای برق بلند مدت، میان مدت و کوتاه مدت تا کنون اجرا شده است که در فصل سوم به برخی از تحقیقات انجام شده در این حوزه به طور اجمالی اشاره شده است، عناوین آن مطابق زیر می­باشد :

• مدلسازیوشبیهسازینیروگاهتلمبهذخیره­ای [1].
• بهره­بردارییکپارچهنیروگاهبادیو تلمبهذخیرهایبرایشرکتدربازاربرق [2].
• برنامه­ریزیبهره­برداریبهینهازمنابعتولیدبادی - تلمبهذخیره­ایدرسیستمقدرتتجدیدساختارشدهبااستفادهازمدلسازیفازی [3].
• برنامه­ریزیوهماهنگینیروگاه­هایتلمبه- ذخیرهایوبادی بادرنظرگرفتنعدم قطعیتدر پیشبینیباروتوانباد [4].
• برنامه­ریزی بهره­برداری بهینه نیروگاه­های برق آبی تلمبه ذخیره­ای در سیستم قدرت با نفوذ زیاد تولید فتوولتاییک توسط الگوریتم ژنتیک [5].
• برنامه­ریزی ظرفیت تلمبه ذخیره­ای برای یکپارچه سازی با قدرت باد [6].
• برنامه­ریزی اشتراک واحدهای نیروگاهی با حضور نیروگاه­های تلمبه ذخیره­ای و بادی [7].
• رهیافت برنامه­ریزی پیچیده- صحیح خطی MILP برای بهره­برداری کوتاه مدت نیروگاه آبی و برنامه­ریزی اشتراکی ورود و خروج واحد وابسته به هد مخزن [8].

وجود محدودیت ذخیره بهره­برداری (ذخیره چرخان و غیرچرخان) در برنامه بهینه سازی UC، در واقع، ضامن قابلیت اطمینان سیستم قدرت در مواجهه با عدم قطعیت های زمان بهره برداری است که معمولا به دو شیوه قطعی و احتمالی تعیین می گردد. معیارهای قطعی ارزیابی ذخیره بهره برداری نظیر، بزرگترین واحد روشن در مدار یا درصد بار و غیره.. به شرایط واقعی سیستم قدرت نظیر، دسترس پذیری واحدهای تولیدی و خروج های اجباری و یا برنامه ریزی شده خطوط انتقال، نوسان تقاضای بار و عدم قطعیت در پیش بینی بار، عدم قطعیت در پیش بینی سرعت- توان باد برای مزارع بادی در صورت اتصال به شبکه، خروج های همزمان مرتبه دوم و مراتب بالاتر در شبکه وغیره .. توجه نمی کنند. درحالیکه معیارهای احتمالی، شرایط واقعی سیستم را در نظر گرفته و با استفاده از شاخص های احتمالی ارزیابی قابلیت اطمینان نظیر شاخص بار از دست رفته LOLP، شاخص انرژی تامین نشده EENS و شاخص های فراوانیLOLF و تداوم LOLD، ریسک سیستم قدرت را در سطوح مختلف تولید HLI، تولید و انتقال HLII، تولید و انتقال و توزیع HLIII محاسبه نموده و متناظر با سطح بهینه ریسک سیستم، برنامه­ریزی تولید انرژی الکتریکی جهت تامین بار و مقدار و مکان نگهداری ذخیره بهره برداری شبکه را تنظیم می کنند.

اما سوال اصلی این است : آیا به هنگام برنامه­ریزی واحدهای نیروگاه­های شبکه شامل واحدهای حرارتی، مزارع بادی و نیروگاه­های برق­آبی تلمبه ذخیره­ای برای تولید انرژی و نگهداری ذخیره چرخان تحت شرایط بازار اشتراکی، لحاظ نمودن حوادث احتمالی معتبر نظیر خروج اجباری واحدهای تولیدی از شبکه (هزینه ناشی از قطع بار بواسطه تغییر پخش بار شبکه به هنگام شرایط اضطراری) به عنوان عدم قطعیت سیستم قدرت علاوه بر عدم قطعیت در پیش بینی سرعت- توان باد در ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال (HLII) می­تواند ما را به مدلسازی دقیق­تر و حل بهینه مسئله فوق الذکر نزدیکتر سازد ؟ و در نتیجه از صرف هزینه­های اضافی بمنظور تخصیص ذخیره چرخان بیش از حد نیاز یا دیسپچینگ غیر اقتصادی بار بر روی واحدهای تولیدی ممانعت به عمل آورد که بدین ترتیب سود ماکزیمم از تسویه بازار اشتراکی به شرکای آن برسد ؟

در مطالعات برنامه ریزی بهره برداری مبتنی بر ریسک، که تا کنون در سیستم سنتی و یا فضای تجدید ساختار شده سیستمهای قدرت انجام شده، اغلب یا شاخص های احتمالی مرتبط با قابلیت اطمینان سیستم تولید (سطح HLI) را به کار گرفته­اند و یا به حضور نیروگاه­های برق آبی و مزارع بادی در مدل بهینه سازی UC توجه نکرده­اند. مدلهای تحلیلی بهینه سازی توسعه یافته بر اساس ارزیابی قابلیت اطمینان بخش تولید (HLI) با توجه به ماهیت تصادفی خروج های ناگهانی واحدهای تولیدی، سطح بار و عدم قطعیت پیش بینی بار کوتاه مدت، عدم قطعیت پیش بینی سرعت باد برای مزارع بادی تنها مقدارذخیره چرخان سیستم قدرت را در بهره برداری روزانه بصورت بهینه تعیین می کنند و قادر به تعیین دقیق مکان بهینه نگهداری ذخیره چرخان در شبکه نیستند. مشارکت واقعی نیروگاه­های حرارتی، آبی و بادی واقع در مکان های مختلف شبکه برای حفظ قابلیت اطمینان سیستم به هنگام وقوع پیشامدهای احتمالی نه تنها به ظرفیت نامی آنها، بلکه به محدودیت های شبکه انتقال نیز وابسته است. برای مثال، نگهداری مقادیر قابل ملاحظه ذخیره چرخان بر روی باسهای متصل به خطوط دارای پرشدگی هیچ بهبودی در سطح قابلیت اطمینان شبکه ایجاد نمی کند، زیرا میزان افزایش تولید انرژی نیروگاه های متصل به خطوط متراکم شبکه به هنگام خروج های ناگهانی شدید، نظیر خروج اجباری یک نیروگاه بزرگ از ظرفیت تولید سیستم، معمولا توسط بهره بردار مستقل سیستم ISO برای جلوگیری از آسیب های شدید به تجهیزات انتقال و خروج های پی در پی بواسطه عملکرد سیستم حفاظتی در شبکه، محدود می شود. بنابراین در فراهم نمودن ذخیره چرخان سیستم علاوه بر مقدار باید مکان نگهداری آن نیز در شبکه بطور بهینه تعیین شود که این امر ضرورت ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال، سطح HLII را در برنامه بهینه سازی UC با حضور مزارع بادی و نیروگاه­های برق­آبی تلمبه ذخیره­ای آشکار می سازد.

1-3- اهداف پروژه

همان طور که در بالا اشاره شد، در این تحقیق برنامه­ریزی مبتنی بر ریسک اشتراک واحدهای نیروگاهی را با هدف بیشینه شدن رفاه اجتماعی در بازار اشترکی برق روز آینده مورد بررسی قرار می­گیرد. حضور مزارع بادی با توجه به عدم قطعیت پیش­بینی سرعت- توان باد و واحدهای آبی تلمبه ذخیره­ای با توجه به عملکرد دو مد بهره­برداری پمپی/ژنراتوری به طور همزمان با واحدهای حرارتی متعارف در بازار اشترکی برق با تسویه همزمان انرژی و رزرو می­تواند برنامه­ریزی تولید انرژی و ذخیره­ چرخان را در ساعات پیک تقاضای بار (انرژی با قیمت بالا- نیروگاه تلمبه ذخیره­ای در مد عملکردی ژنراتوری) غیر پیک و ساعات کم­باری (انرژی با قیمت پایین- نیروگاه تلمبه ذخیره­ای در مد عملکردی پمپ) دستخوش تغییر می­کند. مطالعه قابلیت اطمینان سیستم تولید در مطالعات برنامه ریزی، مقدار بهینه ذخیره چرخان را در هر دوره برنامه ریزی و یا تسویه بازار اشتراکی با توجه به کفایت کلی سیستم تولید در هنگام وقوع رخداد های تصادفی، تضمین می کند، اما اینگونه مطالعات تاثیر ریسک شبکه انتقال و محدودیت های ظرفیت شبکه انتقال را در نقض مبادلات بازار و یا قطع بار مشترکین در نظر نمی گیرد. در سیستمهای قدرت تجدید ساختار یافته امروزی با توجه به اهمیت فوق العاده مسائل اقتصادی حاکم بر بازار، ضرورت مطالعه قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال HLII در برنامه بهینه­سازی UC ، بیش از پیش جهت تعیین مقدار و مکان بهینه نگهداری ذخیره چرخان و برنامه ریزی هماهنگ تولید واحدهای حرارتی، مزارع بادی و برق آبی تلمبه ذخیره­ای آشکار می شود. بنابراین در این پروژه سعی می شود تا قابلیت اطمینان سیستم قدرت در سطح HLII را با توجه به عدم قطعیت های پیش­بینی سرعت- توان باد در مزارع بادی و خروج­های اجباری واحدهای تولیدی از شبکه انتقال بمنظور برنامه­ریزی هماهنگ واحدهای حرارتی، مزارع بادی و برق آبی تلمبه ذخیره­ای مورد مطالعه قرار دهیم. بنابراین اهداف پروژه را می­توان بصورت زیر بیان کرد:

• بررسی فلسفه و مفهوم قابلیت اطمینان در برنامه­ریزی بهره برداری از سیستم قدرت و نحوه کمیت سنجی شاخص های احتمالی قابلیت اطمینان در سطوح مختلف تولید HLI، تولید و انتقال HLII برای مقابله با عدم قطعیت های زمان بهره برداری، نظیر خروج واحدهای بزرگ تولیدی و یا خطوط انتقال و غیره.

• بررسی روند تجدید ساختار در سیستمهای قدرت امروزی، معرفی ISO و وظایف آن برای مدیریت بازار برق، انواع بازار های برق و همچنین شناسایی انواع ظرفیت های شبکه انتقال شامل TTC ، ATC ، TRM و CBM. بعلاوه معرفی ساختار، مشخصات فنی و نحوه بهره­برداری نیروگاه­های برق آبی تلمبه ذخیره­ای و مزارع بادی در بازار برق.

• فرمولاسیون ریسک نقاط بار مشترکین با توجه به عدم قطعیت­هایی نظیر پیش­بینی سرعت- توان باد و خروج اجباری واحدهای تولیدی حرارتی و کاربرد معیارهای احتمالی ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم قدرت در سطح HLII، زمانیکه که علاوه بر واحدهای حرارتی، نیروگاه­های برق آبی تلمبه ذخیره­ای و مزارع بادی در بخش تولید فعالیت دارند. معرفی برنامه بهینه­سازی اشتراک واحدهای نیروگاهی UC ( تابع هدف و قیود ) در فضای رقابتی بازار برق اشتراکی با تصفیه همزمان انرژی و رزرو با بکارگیری آنالیز سود/هزینه، پخش بار بهینه آنها ( قبول یا رد مبادلات انرژی ) و تعیین مقدار و مکان بهینه تولید انرژی الکتریکی و نگهداری ذخیره چرخان خریداری شده در هر دوره تصفیه همزمان بازار انرژی و خدمات جانبی.

• شبیه سازی مدل بهینه سازی پیشنهادی بر روی یک شبکه نمونه 5 شینه و آنالیز حساسیت با تغییر بعضی پارامترهای مهم نظیر ارزش بار از دست رفته مشترکین، نرخ خرابی واحدهای تولیدی و تغییر سناریوهای سرعت- توان باد مزارع بادی ... تحت شرایط بازار اشتراکی برق اجرا می­شود، البته باید متذکر شد، که مطالعات قابلیت اطمینان سیستم مرکب تولید و انتقال HLII ، با فرض خروج های مرتبه اول واحدهای تولیدی نیروگاه های متصل به شبکه و قابلیت اطمینان 100٪ نیروگاه­های برق آبی و شبکه انتقال با توجه به قید اضافه بار خطوط انتقال برای ارزیابی کفایت باسبارهای مختلف شبکه و کفایت کلی سیستم انجام می شود.

در پایان هم به جمع بندی مطالب و ارایه پیشنهادات برای تحقیقات آتی پرداخته شده است.

فصل دوم

2-1- مقدمه

در این فصل پروژه مطالبی در رابطه با مفهوم کفایت و امنیت، روش­های مدیریت ریسک در بازه های زمانی مختلف برنامه­ریزی سیستم قدرت ارائه می گردد و سپس مفهوم ذخیره چرخان، نحوه ارزیابی قطعی و احتمالی آن بعنوان ابزاری قدرتمند دردسترس اپراتور سیستم جهت مقابله با عدم قطعیت های بهره برداری سیستم قدرت با ساختار سنتی بطور کامل تشریح می شود. در ادامه ابتدا مدل ساده دو حالته قابلیت اطمینان نیروگاه­های تولیدی حرارتی معرفی می­شود و سپس مفاهیم پایه­ای ارزیابی قابلیت اطمینان سیستم قدرت در سطوح تولید HLI، سیستم مرکب تولید و انتقال HLII به طور کامل بحث شده و مهمترین شاخص­های ارزیابی قابلیت اطمینان در هر یک از سطوح ارائه می­گردد.

2-2-قابلیت اطمینان سیستمهای قدرت

مفهوم قابلیت اطمینان در سیستمهای قدرت مدرن بسیار گسترده و پیچیده می باشد و تمام جنبه های توانایی سیستم در تامین نیازمندی های انرژی الکتریکی مشترکین را پوشش می دهد. بحث قابلیت اطمینان در سیستم قدرت مطابق زیر به دو حوزه تقسیم بندی می شود:

شکل 2-1 : مفهوم قابلیت اطمینان سیستم قدرت

ارزیابی ترکیبی دو معیار کفایت و امنیت با یکدیگر قابلیت اطمینان کلی سیستم قدرت را فراهم می آورد و بطور کلی توانایی شبکه در تامین کمیت و کیفیت انرژی الکتریکی مورد نیاز مشترکین را توصیف می کند. کفایت، شرایط استاتیکی سیستم قدرت را بدون حضور اغتشاش بررسی می کند و معمولا به وجود تجهیزات کافی و مناسب در سیستم برای تامین تقاضای انرژی مشترکین مرتبط می باشد. این تجهیزات شامل ظرفیت تولید کافی و یکپارچگی سیستمهای انتقال و توزیع جهت انتقال انرژی الکتریکی به نقاط بار مشترکین می شود. امنیت، سیستم یک معیار دینامیکی از توانایی سیستم قدرت در پاسخگویی به اغتشاش های ناگهانی سیستم است. این مفهوم شرایط مربوط به اغتشاشهای گسترده، محلی، خروج ژنراتورهای سنکرون بزرگ و تجهیزات انتقال .. را شامل می شود. در سطح تولید، امنیت به قابلیت ژنراتورهای شبکه جهت حفظ فرکانس و کنترل ولتاژ سیستم در محدوده مجاز بهره برداری حین وقوع رخدادهای تصادفی ارتباط دارد.

2-3-مدیریت ریسک

بحث از قابلیت اطمینان با مفهوم ریسک^[1] آغاز می شود. ریسک، احتمال اینکه حادثه ای در آینده اتفاق خواهد افتاد که منجر به آسیب، خسارت و تلفات می شود، است. ریسک بطور تحلیلی ترکیب دو مفهوم است احتمال وقوع حادثه ای در آینده و عواقب ناشی از وقوع حادثه. در حوزه قابلیت اطمینان سیستم قدرت، ریسک احتمال اینکه یک حادثه بهره برداری منجر به کاهش قابلیت اطمینان در بعضی نقاط اتصال شبکه که عواقب آن غیر قابل قبول می باشد، است.از آنجا که ما نمی­توانیم از وقوع رخدادهای احتمالی آینده جلوگیری نمائیم، بنابراین طراحی و بهره برداری ازسیستم قدرت به گونه ای انجام می­شود که بهنگام وقوع پیشامدهای تصادفی، تاثیر آنها قابل کنترل و پیامدهای ناشی از آن قابل قبول باشد. بنابراین یکی از کلیدی ترین مفاهیم در فرآهم نمودن پیوسته قابلیت اطمینان، مدیریت ریسک می باشد. در بحث مدیریت ریسک، قبل از هر چیز نیاز داریم تا اینکه در ارتباط با انتظارات مشترکین و بهره برداران شبکه بیشتر بدانیم. مشترکین انتظار دارند که برای حفظ سلامتی و رفاه اجتماعی خود، سرویس انرژی الکتریکی را بدون وقفه دریافت نمایند. در طرف مقابل، بهره برادار سیستم در زمان بهره برداری از سیستم قدرت انتظار دارد، به دو هدف زیر دست یابد:

1) حفظ یکپارچگی^[2] (سنکرونیزم) لحظه به لحظه شبکه در زمان بهرهبراداری و جلوگیری از خروج های متوالی در سیستم .

2) حفاظت تجهیزات تولید و انتقال از آسیب های فاجعه آمیز که منجر به از دست رفتن قابلیت اطمینان سیستم برای چندین هفته یا ماه از سال می شود.

ماهیت سنکرونیزم و بهره برداری از سیستم قدرت بهم پیوسته، مبتنی بر استمرار اتصال تجهیزات و پیوستگی سیستم تولید به شبکه انتقال می باشد. مدیریت ریسک توسط طراحان سیستم قدرت، از طریق طراحی خوب پست ها، سیستم حفاظتی و منطق هایی که شانس حوادث محتمل که قابلیت اطمینان شبکه انتقال را به خطر می اندازند، کاهش می دهدانجام می شود. در فاز طراحی، ساختار بریکرهای پست ها بگونه ای طراحی می­شوند که قادر به ایزوله نمودن تجهیزات معیوب انتقال باشند، تا از خروج های پی در پی، از دست رفتن یکپارچگی شبکه و عواقب غیرقابل قبول آن با توجه احتمال خروج یک المان (مرتبه اول)، جلوگیری کنند. بعلاوه، سیستم انتقال نیز بگونه ای طراحی می شود که رخداد خروج المان­های مجرد نظیر، خروج خط انتقال، خطا در ترانسفورماتور، خرابی بریکر و خروج ژنراتور به از دست رفتن یکپارچگی شبکه منجر نشود. اپراتورهای سیستم قدرت برای رسیدن به دو هدف حفظ یکپارچگی شبکه و حفاظت تجهیزات تولید و انتقال، لحظه به لحظه با نظارت و کنترل پخش بار شبکه و ذخیره بهره برداری، پروفیل ولتاژ و فلوی عبوری از خطوط، تعادل تولید و بار، ریسک سیستم را مدیریت می نمایند. موفقیت اپراتور سیستم در تحقق اهداف فوق برای شرایط بهره برداری نرمال، اضطراری و زمان باز وصل سیستم، مستقیما بر روی سرویس مشترکین در کوتاه مدت و طولانی مدت تاثیر می گذارد. برق های منطقه ای^[3] در کشورهای مختلف دنیا، از سال 1920 اتصال شبکه­های انتقال خود را به یکدیگر جهت ایجاد شبکه انتقال آغاز نمودند. این بهم پیوستگی، آنها را قادر می­ساخت تا شانس اینکه یک حادثه روی شبکه آنها منجر به آثار یا پیامد غیر قابل قبول شود، کاهش یابد. بنابراین، بهم پیوستگی سیستم های انتقال و تقسیم ذخیره بهره برداری میان آنها، شانس شبکه را برای قطع برق مشترکین و از دست رفتن سرویس انرژی و آسیب تجهیزات انتقال بهنگام خرابی یک ژنراتور یا خط انتقال کاهش می دهد. شبکه انتقال با بهم پیوستگی های بزرگتر، پایدارتر و از نظر پاسخ به رخدادهای احتمالی دارای استحکام بیشتری هستند. هماهنگی سرویس انتقال، تبادل انرژی بین نواحی کنترلی و برنامه ریزی شبکه انتقال نمی تواند از خروج ژنراتورها یا رخداد خطا (اتصال کوتاه) در شبکه جلوگیری نماید، اما می توان با مدیریت ریسک برای رخدادهای تصادفی معتبر و محتمل، عملکرد قابل قبول سیستم را بهنگام وقوع اینگونه حوادث تصادفی تضمین نمود. امکان جلوگیری از وقوع حوادث احتمالی وجود ندارد و نمی توان زمان رخداد و شدت آنها را دقیقا پیش بینی نمود، اما ما می توانیم آنها را بعد از وقوع تحلیل نموده، تجارب ارزشمند و درک بهتری از انواع این رخدادها، اعتبار و اینکه چگونه احتمال این رخدادها را کاهش دهیم، حاصل نماییم. هر رخداد احتمالی شامل دو ویژگی است: اولی اعتبار و دومی احتمال. بنابراین در مطالعات برنامه ریزی سیستم قدرت، مجموعه ای از رخدادهای تصادفی معتبر که نسبت به بقیه احتمال وقوع بیشتری دارند، جهت بررسی آثار و پیامد و عملکرد قابل قبول سیستم بهنگام وقوع این رخدادها، انتخاب می شوند. متغیر حائز اهمیت دیگر درآنالیز حوادث احتمالی،حساسیت وقوع حادثه در شبکه است. بنابراین طراحان سیستم و بهره برداران باید نیازمندی های مختلف برنامه ریزی و قوانین بهره برداری را برای مدیریت ریسک تحت شرایط معین فوق گسترش دهند و شبکه بهم پیوسته انتقال را به گونه ای برنامه ریزی و بهره برداری کنند، تا اینکه رخدادهای احتمالی معتبر در هنگام وقوع، به عملکرد قابل قبول شبکه منجر شوند و اپراتور سیستم قادر باشد بعد وقوع این گونه حوادث، وضعیت سیستم را برای پاسخگویی به رخداد احتمالی معتبر بعدی تنظیم نماید. معمولا در برنامه­ریزی سیستم قدرت حوادث احتمالی یگانه^[4] (منفرد) و حوادث احتمالی چندگانه^[5](متعدد) مورد مطالعه قرار می­گیرند. عبارت n-1 را می توان به نقص وخرابی المان یگانه (منفرد)، نظیر یک ترانسفورماتور، خط انتقال و یا یک ژنراتور و عبارتn-2 را می توان به نقص و خرابی دو المان، نظیر دو خط انتقال بر روی دکل مشترک یا دو ژنراتور در یک نیروگاه ارجاع نمود، در حالیکه این تعاریف به نظر منطقی می آیند اما درست نیستند، زیرا گاهی المانهای مختلف، از لحاظ الکتریکی یا فیزیکی به یکدیگر مرتبط هستند و برای مثال زمانیکه المان A خراب یا قطع شود المان B نیز به همراه آن دچار نقص خواهد شد. بنابراین عبارت n-1 را می توان به هر نقص و خرابی المان یگانه (منفرد) یا نقص و خرابی المان های چندگانه (متعدد) که از لحاظ فیزیکی یا الکتریکی با یکدیگر مرتبط هستند، ارجاع نمود. از نظر سازمان NERC تمامی خرابی­های المان­های یگانه (منفرد) و خرابی های همزمان المان های چندگانه (متعدد) که به لحاظ فیزیکی یا الکتریکی وابسته هستند، در شبکه حوادثی محتمل و معتبر می باشند، بنابراین طراحان و بهره­برداران سیستم قدرت به هنگام طراحی و بهره برداری، اینگونه حوادث را باید در نظر بگیرند و عملکرد قابل قبول سیستم قدرت را بدنبال وقوع این رخدادها، بررسی نمایند.خروج های همزمان و مستقل المان های چندگانه (متعدد) که به لحاظ الکتریکی و فیزیکی در طراحی بهم مرتبط نیستند، حوادثی محتمل و معتبر بشمار نمی آیند، اما اگر این المان­ها از لحاظ الکتریکی و فیزیکی به هم ارتباط یابند ناگهان وقوع همزمان رخدادهای احتمالی المان های چندگانه (متعدد) می­تواند جزء رخدادهای احتمالی معتبر محسوب شود و بنابراین اپراتور سیستم باید آگاه باشد. جدول (2-1) احتمال وقوع رخدادهای تصادفی در سیستم قدرت بهم پیوسته را به ترتیب کاهشی به نمایش می گذارد:

جدول 2-1 : احتمال وقوع رخدادهای تصادفی معتبر به ترتیب کاهشی

ما می دانیم که وقوع رخدادهای احتمالی المان منفرد بطور قابل توجهی نسبت به خرابی المان های چندگانه برای وقوع محتمل تر هستند، بنابراین طراحی ساختاری بریکرها و منطق حفاظتی کنترل های واحدهای تولید و پست ها بگونه ای طراحی می شوند که مانع خرابی تجهیزات بواسطه انتشار خرابی بخش های دیگر و خروج های پی در پی در سیستم شود. اما یک مشخصه واحد جهت طراحی سیستم انتقال وجود ندارد. بنابراین در حالیکه برخی طراحی­ها جهت جلوگیری از خرابی تجهیزات بهتر می باشند، هزینه آنها جهت اجرا افزایش می­یابد. بعلاوه وقوع بعضی رخداد احتمالی چندگانه (متعدد) که در برخی از قسمت های شبکه انتقال معتبر نمی­باشد شاید در بعضی قسمت­های دیگر شبکه انتقال بواسطه اختلاف در طراحی پست­های سیستم انتقال و ساختار شبکه انتقال و یا اتصال ژنراتور معتبر باشد عوامل خارجی نظیر آب و هوا می تواند احتمال یک رخداد تصادفی را به سرعت افزایش دهد.

2-4- عملکرد قابل قبول سیستم قدرت

همان طور که تشریح شد ما نمی­توانیم از وقوع رخدادهای احتمالی در سیستم قدرت بهم پیوسته جلوگیری کنیم اما می توانیم خود را برای مواجهه با این حوادث آماده کنیم و این کار را در مرحله برنامه ریزی و بهره برداری از شبکه به گونه ای انجام می دهیم که بهنگام وقوع حوادث احتمالی، عواقب و پیامد آنها برای سیستم قدرت قابل قبول شود. البته اگر رخداد احتمالی بسیار شدید باشد محدود نمودن عواقب و پیامد آنها دشوار بوده و ما انتظار داریم که شبکه یکپارچگی­اش را از دست بدهد. به هر حال در صورتی که حوادث به اندازه کافی شدید باشند، انتظار داریم، که احتمال وقوع اینگونه حوادث بسیار اندک باشد. عملکرد قابل قبول سیستم به دنبال وقوع یک حادثه احتمالی را می توان در قالب دو هدف مطابق زیر تعریف کرد : اولین هدف حفظ یکپارچگی شبکه (پایداری ولتاژ و پایداری زاویه) و دومین هدف حفاظت تجهیزات از آسیب های شدید (اضافه بارهای شدید). قابلیت اطمینان شبکه به پیوستگی اتصالات شبکه بستگی دارد. حوادثی که بهم پیوستگی شبکه را گسسته می سازند، ممکن است به آرامی شروع شده و به سرعت (کسری از ثانیه) خرابی و خروج های پی در پی که بطور دستی غیر قابل کنترل هستند، را منجر شوند. بنابراین پایداری شبکه مهمترین فاکتور در تعریف عملکرد قابل قبول شبکه بهنگام وقوع رخداد های احتمالی معتبر است. علاوه بر حفظ یکپارچگی شبکه، استانداردها الزام می­دارند که تجهیزات در محدوده و مقادیر نامی خود بهنگام وقوع رخدادهای احتمالی معتبر بارگذاری شوند. دو هدف اصلی وجود دارد که یکی در ارتباط تاثیرات کوتاه مدت، بهنگام بارگذاری تجهیزات در نقطه­ای که منجر به آغاز ناپایداری شبکه، خروج های پی در پی و از دست رفتن یکپارچگی شبکه می­شود و دیگری در ارتباط تاثیرات طولانی مدت، خرابی تجهیزات که ممکن ماه ها یا سالها برای تعویض و جایگزینی تجهیزات زمان صرف شود. بنابراین اپراتور سیستم با مداخله باید سطح بارگذاری تجهیزات را در محدوده مقادیر نامی جهت جلوگیری از آسیب های گسترده کنترل نماید. مقادیر ظرفیت نرمال و اضطراری تجهیزات یا محدودیت های ولتاژی مطابق با استانداردهای سیستم قدرت تعیین می­گردند، بر این اساس دو نوع ظرفیت برای تجهیزات تعریف می شود:

 ظرفیت نامی بلند مدت: ظرفیت نامی دراز مدت، عملکرد تجهیز را در محدوده ای تعیین می نماید که بهره برداری از تجهیز در آن محدوده، مانع از کاهش عمر مفید تجهیز می شود.

 ظرفیت کوتاه مدت: اپراتور سیستم قدرت باید تمامی تجهیزات انتقال را در محدوده ظرفیت نامی حفظ نماید اما در عمل، بعضی راه های گریز وجود دارد زیرا تجهیزات می­توانند بالاتر از ظرفیت نامی خود بارگذاری شوند که ظرفیت کوتاه مدت نامیده می­شود. ظرفیت کوتاه مدت، زمان کافی برای الگوی بار نرمال یا عکس العمل اپراتور جهت بازگرداندن بارگذاری تجهیزات به مقدار ظرفیت نامی تجهیز را فراهم می کند. ظرفیت کوتاه مدت تابعی از مگاوات فلو و زمان است.

جدول 2-2 : عملکرد قابل قبول بهنگام وقوع رخدادهای احتمالی معتبر

عملکرد قابل قبول سیستم قدرت بدنبال یک رخداد احتمالی معتبر، بدین معنی است که بعضی از تجهیزات در ظرفیت کوتاه مدت بارگذاری شده­اند و اپراتور سیستم در عمل فرصت دارد تا با مداخله و بررسی فلوی عبوری از خطوط انتقال انرژی، الگوی بار و تولید، بارگذاری تجهیزات را به مقادیر ظرفیت طولانی مدت بازگرداند. ما انتظار داریم که بهم پیوستگی شبکه حفظ شده ، تمام تجهیزات در مقادیر ظرفیت طولانی مدت در همه زمان ها بهره برداری شوند، تمام ولتاژهای سیستم و زاویه فاز ولتاژهای سیستم در مقادیر جدید و پایدار، مستقر شوند .

2-5-بازه­های زمانی برنامه­ریزی سیستم قدرت

دو مفهوم برنامه ریزی و بهره برداری ارتباط نزدیکی با هم دارند، زیرا آن گونه که توسط طراحان برای سیستم برنامه ریزی می شود اپراتور سیستم باید از سیستم بهره برداری کند. اما نمی توان بسادگی رابطه متقابل بین برنامه­ریزی سیستم و بهره­برداری آن را درک و توصیف نمود. دیاگرام زیر بازه های زمانی برنامه ریزی و ارتباط متقابل بین آنها را بطور واضح به نمایش می گذارد :

شکل 2-2 : بازه های زمانی برنامه­ریزی سیستم قدرت

شرایط مرزی، ترکیبی از یک مجموعه فرضیات که طراح سیستم در مطالعات، جهت مشاهده عملکرد قابل قبول سیستم بدنبال آزمایش رخدادهای احتمالی معتبر از آنها استفاده می نماید. شرایط مرزی ابعاد مختلفی نظیر تقاضای بار سیستم، ظرفیت تولید، ساختار شبکه انتقال و مبادلات برنامه­ریزی شده را شامل می شود

شکل 2-3 : شرایط مرزی در برنامه ریزی سیستم قدرت

طراحان سیستم این مرزها را بوسیله اجرای شبیه سازی و مطالعه یک مجموعه از حوادث احتمالی معتبر در سطوح مختلف پخش بار (اکتیو و راکتیو) ، تقاضای بار ، مبادلات و ساختار متنوع شبکه انتقال تعیین می نمایند. مجموعه رخدادهای احتمالی معتبر که طراحان سیستم به هنگام مطالعات برنامه ریزی در نظر می گیرند معمولا از رخدادهای احتمالی معتبر که اپراتورهای سیستم باید خود را برای مقابله با آن آماده کنند، متفاوت می باشد. در حالت کلیه مطالعات برنامه­ریزی سیستم قدرت توسط طراحان با فرض در سرویس بودن تمام تجهیزات انتقال انجام می شود، بنابراین آنها شبکه را تحت تقاضای بار معین مورد مطالعه قرار می دهند. طرح های منتجه، عملکرد قابل قبول سیستم را به هنگام بهره­برداری با وجود عدم قطعیت های آینده فراهم می آورد. اپراتورهای سیستم با پخش بار و ساختار شبکه انتقال واقعی (بعضی از تجهیزات انتقال بواسطه برنامه­ریزی تعمیرات یا بواسطه رخداد خطا خارج از سرویس)، رخدادهای احتمالی خارج از محدوده مطالعات طراحان سیستم و همچنین تقاضای بار بیشتر یا کمتر از مقادیر پیش بینی شده مواجه هستند.از نقطه نظر عملی، ما به بازه زمانی برنامه ریزی به مدت یک سال از همین حالا توجه می کنیم و دوازده ماه کمتر یا بیشتر حداقل زمانی است که شرکت های برق می تواند به ساخت نیروگاه ها و اصلاحات قابل توجه در بخش هایی از سیستم انتقال جهت تامین نیازمندیهای اپراتور سیستم اقدام نماید.

طرح توسعه و برنامه ریزی شبکه انتقال شامل چهار بخش اصلی می شود:پیش بینی بار بلند مدت،سیستم تولید و انتقال فعلی به همراه طرح های آینده آن که هم اکنون تصمیم گیری شده است، دریافت اطلاعات عملکرد فعلی سیستم توسط طراحان سیستم از بهره بردارن، انتخاب مجموعه رخداد احتمالی معتبر جهت بررسی عملکرد قابل قبول شبکه به دنبال وقوع اینگونه حوادث تصادفی.طراحان سیستم پیش بینی بار را به روش گوناگون با استفاده از یک سری از فرضیات، مدل های اقتصادی و اطلاعات آماری توسعه می دهند که جزئیات آن مورد بحث نیست. در دوره برنامه ریزی طراح سیستم نیاز خواهد داشت که از تجهیزات تولید و انتقال که در حال حاضر وجود دارند و یا در مراحل مختلف ساخت هستند، آگاه باشد. این طرح ها شامل ساخت نیروگاه های مستقل (IPP) و خطوط انتقال در نواحی دیگر که به لحاظ الکتریکی مرتبط می باشند، هستند. یکی از مهمترین اطلاعات تجربه اپراتورهای سیستم در مواجهه با رخدادهای احتمالی می باشد که طراحان سیستم باید به این اطلاعات دسترسی داشته باشند و در مقابل بهره برداران سیستم نیز از دانش و مفروضات طراحی سیستم باید آگاه باشند. اپراتورهای سیستم، کسانی هستند که به طور مستقیم با حوادث بهره برداری مواجه می شوند و بنابراین طراحان برای تشکیل معیار حوادث احتمالی معتبر و عملکرد قابل قبول سیستم به تجربه بهره برداران نیاز دارند.

Risk1

Integrity[2]

Single_element contingencies 3

Multiple_element contingencies4