توضیحات

 

پروژه گمز حل مسئله پخش بار بهینه(OPF) و تعیین قیمت نهایی محلی در شبکه قدرت PJM

 دانلود مقاله مرجع

منابع سوخت های فسیلی به عنوان منابعی که بشر طی سالیان طولانی از آن‌ها استفاده کرده است، در حال کاهش هستند و علاوه بر آن تولید گازهای گلخانه ‌ای که نتیجه مصرف این سوخت‌ها است، آسیب های زیست محیطی عمده ای را سبب شده است. انرژی های تجدید پذیر به عنوان راه حلی مؤثر برای کاهش اثرات سوء ناشی از کاهش ذخایر انرژی فسیلی، که نتیجه آن تشدید بحران جهانی انرژی است و همچنین افزایش تولید گازهای گلخانه‌ای، موردتوجه روزافزونی قرار گرفته اند. علاوه بر استفاده از این منابع، لازم است برنامه‌ریزی و بهره برداری شبکه به نحوی انجام پذیرد که کمترین هزینه اقتصادی برشبکه تحمیل شود. در این حالت نیروگاه‌هایی با هزینه سوخت بالاتر با توانی کمتر و نیروگاه‌‌های با هزینه سوخت کمتر با توان بیشتری در مسئله تأمین بار مشارکت می­نمایند. این فرآیند با توجه به معادلات پخش بار و قیود امنیت شبکه انجام می­پذیرد که با نام پخش بار بهینه شناخته می شود.

پخش بار بهینه یک موضوع بسیار مهم در کنترل و بهره‌برداری از سیستم‌های قدرت می‌باشد. این مفهوم نخستین بار توسط کارپنتیر Carpentier در سال 1962 معرفی گردید. پخش بار بهینه در سیستم‌های قدرت توسط تعیین و تنظیم متغیرهای کنترلی به منظور مینیمم‌کردن هزینه تولید نیروگاه‌ها، مینیمم کردن تلفات انتقال و مینیمم کردن انحراف ولتاژها از مقادیر نامی صورت می‌گیرد. بنابراین پخش بار بهینه یک مساله مهم در بهره‌برداری از سیستم‌های قدرت است که نه تنها باعث رعایت محدودیت‌های بهره‌برداری می‌شود بلکه همچنین باعث صرفه‌جویی سالانه زیادی خواهد شد یکی از اهداف پخش بار بهینه مینیمم ساختن هزینه سوخت نیروگاه‌ها می‌باشد. بنابراین هدف از پخش بار بهینه پیدا کردن راه حل مناسب برای مینیمم‌کردن هزینه‌های بهره‌برداری با در نظر گرفتن کلیه محدودیت‌ها می‌باشد. در پخش بار بهینه یک تابع هدف و یک مجموعه از قیود تساوی و یک مجموعه از قیود نامساوی وجود دارند. تابع هدف و قیود تساوی و نامساوی توابعی غیر‌خطی از متغیرهای کنترلی و متغیرهای حالت هستند.

قیمت گذاری نهایی محلی:

با بروز تجدیدساختار در صنعت برق و درنتیجه جداسازی تشکیلات برق، تحولی در ساختارهای تشکیلاتی ایجاد گردید. امروزه حرکت سیستم­های قدرت به سوی فضاهای جدید اقتصادی و مدیریتی، فصل جدیدی در بهره برداری از این سیستم ها باز کرده است. در سیستم های قدرت مقررات­ زدایی شده، شبکة انتقال نقش اساسی به عنوان بستر رقابت برای تولیدکننده­ها و مصرف­کننده ها دارد. یکی از مباحث مهم قانونگذاری برای شبکه های انتقال در این سیستم ها قیمت­ گذاری انتقال است. در سیستم های سنتی که سه مجموعه تولید، انتقال و توزیع در اختیار یک شرکت بود، هزینه تولید، انتقال و توزیع بین مصرف کنندگان تقسیم و از آنها دریافت می گردید. در این سیستم ها، محاسبه هزینه های انتقال تنها زمانی مطرح می گردد که یک سیستم قدرت(شامل ژنراتورها، خطوط و بارها) به عنوان ترانزیت کننده توان بکارگرفته شود. در این صورت سیستم بایستی هزینه های اضافی تحمیل شده به این سیستم در اثر ترانزیت توان محاسبه و به آن پرداخت شود. اما در سیستم های تجدیدساختار شده با دسترسی باز به خطوط انتقال، هزینه انتقال دارای مفاهیمی متفاوت با هزینه ترانزیت توان در سیستم های سنتی است، بطوریکه هر تولیدکننده یا مصرف کننده که از خطوط انتقال استفاده می نماید، بایستی هزینه این استفاده را علاوه بر سایر هزینه ها پرداخت نماید.

باتوجه به ماهیت خاص و منحصر بفرد شبکه انتقال، علیرغم رقابتی شدن بخش تولید و مصرف، در بسیاری از بازارهای برق در سراسر جهان، بخش انتقال همچنان به صورت انحصاری بهره برداری می شود. طبیعت انحصاری بخش انتقال باعث شده تا برای حفظ رقابت عادلانه در سایر بخش ها، تدابیری به منظور کاهش این انحصار ذاتی اندیشیده شود. از جمله این تدابیر می­توان به تلاش برای تعیین و تخصيص شفاف و عادلانه هزینه های انتقال اشاره نمود. الگوریتم های زیادی در زمینه قیمت گذاری انتقال مطرح شده است که بعضی از آنها در بازارهای برق بصورت واقعی نیز پیاده شده است. اینکه از چه الگوریتمی برای یک بازار خاص استفاده شود وابستگی شدیدی به ماهیت و سیاست های آن بازار دارد.

روش قیمت گذاری انتقال بایستی دارای چند خصوصیت مهم باشد که اهم آنها عبارتند از:

• اطمینان از بازگشت هزینه های سرمایه گذاری و بهره برداری
• مقاوم بودن قوانین در شرایط مختلف بهره برداری
• عادلانه بودن و شفاف بودن
• سادگی پیاده سازی روش
• ارائه سیگنال در جهت افزایش بهره وری بازار در افق کوتاه مدت
• ارائه سیگنال در جهت اصلاح الگوی مصرف در افق میان مدت
• ارائه سیگنال جهت توسعه بخش انتقال در افق بلند مدت

روش های قیمت گذاری انتقال را می توان به سه دسته کلی شامل روش های هزینه فراگیر، روش های هزینه افزایشی و روش های هزینه نهایی تقسیم بندی نمود. روش های هزینه فراگیر از متداول ترین روش های موجود در زمینه تخصیص هزینه های انتقال است که اطمینان از بازگشت سرمایه گذاری انجام شده را تضمین می کند. سادگی، شفافیت، منصفانه بودن، و قابلیت اجرا شدن از خصوصیات مهم این روش ها است. اما این روش ها در ارائه سیگنال به بازیگران بازار جهت استفاده موثرتر از شبکه انتقال ضعیف هستند. از طرف دیگر، روش های هزینه نهایی(LMP) باتوجه به استفاده از سیگنال قیمت محلی که در آن محدودیت­های شبکه لحاظ می گردد، به صورت شفاف سیگنال هایی جهت رفع محدودیت های شبکه ارائه می دهند. اما این روش ها، بازگشت هزینه ها را تضمین نمی کنند و گزارش های ارائه شده نشان می دهند که با این روش ها فقط درصدی از هزینه های انتقال پوشش داده می شود.

از هنگامی که مفاهیم بازار رقابتی در عرصة صنعت برق وارد شده است، قیمت گذاری انتقال توان الکتریکی نقش مهم و محوری در ساختار بازار برق و عملکرد آن داشته است. شبکة انتقال توان الکتریکی به دلیل پیروی از قوانین فیزیکی جریان الکترون ها و محدودیت های مربوط به آن از دیگر شبکه های انتقال متمایز است. دهه های اخیر شاهد تغییرات عمده ای در صنعت برق دنیا بوده است. شرکت های برق از دیرباز به صورت سنتی و با پیروی از ساختار یکپارچه عمودی و با ماموریت تولید، انتقال و توزیع انرژی الکتریکی به کار خویش مشغول بودند. این ساختار نتیجه ای جز انحصار را در پی نداشته و تبعات اقتصادی آن نیز بر هیچ کس پوشیده نیست. بنابر این تغییرات عمدتا به سمت شکستن این شرکت های بزرگ یکپارچه به شرکتهای مختلف ماموریتهای ویژه و بالابردن کارایی و ارائه خدمات با کیفیت بیشتر و قیمت کمتر به مشتریان گام برداشته و همچنان به پیش می رود. در این میان بخش انتقال انرژی الکتریکی نیز پا به پای این تحولات و دگرگونی ها به پیش آمده و از نظر مباحث اقتصادی به رشد قابل توجهی دست یافته است. قیمت گذاری انتقال توان الکتریکی با استفاده از مفاهیم تلفات و تراكم، اعطای مالکیت خطوط از طريق وضع حقوق تجاری و فیزیکی نشان از رویکرد جدید بازار دگرگون شده به بخش انتقال دارد. علیرغم این حقیقت که بهای انتقال، درصد کوچکی از هزینه های بهره برداری در شرکت های برق را در بر می گیرد، شبکه انتقال به عنوان مکانیزم حیاتی در بازارهای رقابتی برق ایفای نقش می نماید. در یک سیستم تجدیدساختارشده، شبکه انتقال محلی است که در آن تولید کنندگان برای تامین انرژی مورد نیاز مصرف­کنندگان اعم از مصرف کنندگان بزرگ و شرکت های توزیع توان به رقابت می پردازند. بنابراین قیمت انتقال انرژی باید شاخص منطقی اقتصادی مورد استفاده بازار برای تصمیم گیری در خصوص تخصیص منابع، توسعه و تقویت سیستم باشد. محیط رقابتی بازار برق لزوم دسترسی به شبکه های انتقال و توزیع که مصرف کنندگان و عرضه کنندگان متفرق را به یکدیگر متصل می نماید را ایجاب می نماید.

علاوه بر این همچنان که توان های انتقالی بر قیمت گذاری انتقال تاثیر می گذارند، قیمت گذاری انتقال نیز می تواند به صورت مؤثر شرایط بازار را کنترل نموده و برای ایجاد یک بازار رقابتی متعادل مورد استفاده قرارگیرد. طرح صحیح قیمت گذاری انتقال که قيود انتقال یا تراکم را مد نظر قرار دهد می­تواند سرمایه گذاران را به ساخت ظرفیت جدید تولید و یا انتقال برای بهبود بازدهی تشویق کند. در یک محیط رقابتی، قیمت گذاری انتقال می تواند انتظارات درآمدی را تأمین کرده و بهره برداری موثر از بازارهای برق را نیز ترویج نماید. این در حالی است که این قیمت گذاری باید منصفانه و عملی باشد. در صنعت برق ایران نیز تجدیدساختار بر اساس اهداف کاهش تصدی دولت، شفاف شدن و تفکیک هزینه های تولید، انتقال و توزیع، ایجاد فضای سالم برای رقابت بین تولیدکنندگان و توزیع کنندگان انرژی الکتریکی و بهبود کیفیت خدمات، افزایش بهره وری، کاهش ضایعات، و درنتیجه کاهش هزینه های تولید واحد انرزی الکتریکی که نقش مهمی در قبال رقابتی شدن مصنوعات صنعتی کشور در سطح بازار جهانی دارد، دادن حق انتخاب به مشتری نهایی در گزینش بهترین عرضه کننده از میان عرضه کنندگان انرژی از سال ها قبل در دستور کار وزارت نیرو قرار گرفته است. با این تفصيل هنگامی که به قیمت گذاری در شبکه برق ایران نگاه می کنیم مورد احتساب هزینه را به شکل خواهیم دید:

-هزینه های نگهداری و تعمیرات (نت) شبکه انتقال و فوق توزیع

-هزینه های پرسنلی و خدماتی بهره برداری پست های انتقال و فوق توزیع.

-هزینه های پرسنلی و خدماتی بهره برداری مراکز دیسپاچینگ.

-هزینه های پرسنلی و خدماتی ستاد معاونت های بهره برداری شرکت ها.

-هزینه های مواد مصرفی لوازم یدکی.

و سایر هزینه ها.

آنچنان که متخصصان اقتصادی در زمینة خدمات عمومی می دانند این روش قیمت گذاری ثابت نه تنها براساس رفتار دینامیک بازار نمی باشد بلکه تا الفبای قیمت گذاری مدرن نیز فرسنگ ها فاصله دارد. روش های فوق مبتنی بر پوشش هزینه ها یا پوشش هزینه ها و احتساب سود، روش های ابتدایی است که امروزه در الگوهای قیمت گذاری کمتر مورد استفاده دارد. بنابراین انطباق روش های قیمت گذاری جدید و به روز در شبکه فعلی برق ایران و استفاده از داده های در دسترس از مسایل مهم قیمت گذاری انتقال انرژی در ایران به شمار می رود.

در بازار برق تجدید ساختار شده نیز که عملیات آن بر اساس اصول رقابت پایه گذاری شده است قیمت تسویه بازار پایه ای ترین مفهوم قیمت گذاری می باشد. معمولا قیمت گذاری در بازار برق توسط اپراتور مستقل شبکه (ISO) صورت می گیرد. این قیمت گذاری به گونه ای صورت می پذیرد که تنها قیمت های تولید کنندگان توان الکتریکی لحاظ شده و بدون در نظر گرفتن هزینه های انتقال و قیمت گذاری انتقال توان الکتریکی در شبکه اقدام به نشر قیمت در بازار برق می گردد. این روش قیمت گذاری به دلیل اینکه استفاده از خطوط انتقال به عنوان یک منبع کمیاب را مد نظر قرار نمی دهد منعکس کننده واقعیت فرآیند تحویل انرژی الکتریکی نیست. بنابر این تلاش می شود روشی برای قیمت گذاری استفاده از این منبع کمیاب اتخاذ گردد. با این وجود مشکل است که طرح قیمت گذاری انتقالی را یافت که برای تمام ساختارهای برق در تمام سیستم قدرت در مناطق مختلف مناسب باشد. در عمل هر کشور یا هر مدل تجدید ساختار شده بر اساس مشخصه های ویژه شبکه خود روشی را برگزیده است.

در طی چند سال اخیر در بازارهای گوناگون طرح های متفاوت قیمت گذاری انتقال پیشنهاد و پیاده شده است. رایج ترین و ساده ترین روش قیمت گذاری، روش تمبر پستی است. در این روش بدون توجه به مقدار مسافتی که انرژی می پیماید، هر یک از تولید کنندگان با مصرف کنندگان بهای ثابتی را به ازای هر واحد انرژی انتقالی درون سیستم پرداخت می نماید. نرخ های تمبر پستی که هزینه های متوسط سیستم است، در ساعات اوج و غیر اوج به عنوان توابعی از مصرف زمانی اعلام می گردند. روش رایج دیگر مورد استفاده، روش مسیر قرارداد بوده که نمی تواند توانهای انتقال یافته از طریق حلقه ها و مسیرهای موازی را منعکس نماید. روش مگاوات – مایل به عنوان جایگزین روش مسیر قرار داد، بهای انتقال را به عنوان تابعی از توان انتقالی و فاصله بین محلهای تزریق و دریافت محاسبه می کند. صرفنظر از نواقص جزیی هر یک از روشهای فوق ، نقص اصلی روشهای مطروحه آن است که تراكم انتقال را مد نظر قرار نمی دهند. در بازار جدید لازم است که بهای انتقال را منطبق با قیمت گذاری مبتنی بر مقدار توان انتقالی و قیمت گذاری مبتنی بر تراکم، لحاظ گردد. قیمت گذاری تراکم، هر منبع انتقال محدود را به مشتریانی که بالاترین ارزرش را برای آن قایل هستند، تخصیص می دهد. یک طرح صحیح قیمت گذاری باید بهای تراکم را به شرکت کنندگانی که باعث تراکم می شوند تخصیص داده و به شرکت کنندگانی که برنامه ریزی آنها به کاهش تراکم منجر می گردد، پاداش دهد. زمانی که انتقال متراکم می شود(یعنی هیچ توان اضافی را نتوان از یک نقطه تزریق به نقطه دیگر دریافت منتقل کرد)، ممکن است مجبور به وارد کردن واحدهای گرانتر تولید به مدار در یک طرف سیستم انتقال شویم.

در یک بازار رقابتی، چنین رخدادی منجر به قیمت های محلی نهایی متفاوت بین دو محل می شود. اگر از تلفات انتقال چشم پوشی شود، اختلاف در قیمت های محلی نهایی زمانی رخ می دهد که خطوط متراکم شوند. برعکس چنانچه توانهای انتقالی محدودیت های فیزیکی خطوط را برآورده سازند قیمت های محلی نهایی در تمام شین ها برابر بوده و هیچ بهای تراکمی اعمال نمی شود. به طور کلی اختلاف در قیمت های محلی نهایی بین دو انتهای یک خط متراکم، ناشی از حد تراکم تلفات مگاوات این خط است. از آنجا که قیمت محلی نهایی به عنوان یک شاخص قیمت برای هم تلفات و هم تراکم عمل می کند، باید بخش اصلی قیمت گذاری انتقال باشد. در چنین شرایطی شرکت کنندگان در بازار تلاش می کنند از مشکل تراکم دوری جسته و بنا به ترتیباتی از پرداخت هزینه های ناشی از تراکم معاف گردند. این شرکت کنندگان با عقد قرار دادهایی امتیاز انتقال توان معینی را در مسیر مشخص خریداری می کنند. عموما اینگونه مبادلات در بازارهای جانبی یا ثانویه صورت می پذیرد.

قمیت گذاری صحیح و مناسب با شرایط سیستم قدرت علاوه بر اینکه بازار برق را به سمت رشد سوق می دهد، می تواند سرمایه گذاران را نیز متقاعد ساخته که در محلهای متراکم سرمایه گذاری نمایند و بدین ترتیب شبکه انتقال در جهت رقابتی شدن همگام با دیگر اجزا بازار برق پیش خواهد رفت. ضمن آنکه قیمت گذاری صحیح با برآوردن انتظارات سرمایه گذاران می تواند بر توزیع متناسب سرمایه گذاری در قسمت های مختلف صنعت برق اعم از تولید و توزیع نیز تاثیرگذار باشد. با قیمت گذاری تلفات انتقال بی شک سیستم به سمت اصلاح ساختاری وفنی نیز پیش خواهد رفت و تمایل استفاده کنندگان از خطوط کم تلفات باعث خواهد شد سیستم در جهت رفع نواقص فنی نیز گام بردارد. علاوه بر این در نظر گرفتن جایگاه قرار دادهای دو جانبه و حقوق قطعی انتقال ما را به سمت درک صحیحی از بازارها و خدمات جانبی سوق خواهد داد. علاوه بر این به دلیل کاستی های موجود هر گونه تحقیق پایه ای و کاربردی می تواند در صنعت برق ایران تغییرات شگرف و اثر بخشی را در جهت بهبود این سیستم به همراه داشته باشد.

حل مسئله پخش بار بهینه(OPF):

هدف از پخش بار بهینه( OPF) به حداقل رساندن هزینه کل سوخت واحدهای حرارتی و همچنین حفظ عملکرد مطلوب سیستم از لحاظ محدودیت در خروجی توان اکتیو و راکتیو ژنراتور، ولتاژ باس، خازن / راکتور شنت، تنظیم تپ ترانسفورماتور و پخش توان خطوط انتقال است. درواقع پخش بار یکی از مسائل مهم در بررسی اقتصادی سیستم های قدرت است که می توان آن را بصورت یک مسئله بهینه سازی تعریف نمود که از تابع هدف و یکسری قیود مسئله تشکیل شده است. محدودیت های مسئله مربوط به قوانین فیزیکی حاکم بر سیستم های انتقال و تولید انرژی و محدودیت های بهره برداری و تجهیزات است.

استاندارد مسئله OPF را می توان به صورت رابطه زیر نوشت:

که در آن ( F (x تابع هدف، ( h(x نشان دهنده محدودیت های تساوی، (g(x نشان دهنده محدودیت های نامساوی و x بردار متغیرهای کنترلی است، که توسط اپراتور مرکز کنترل تغییر می کند(که شامل توان اکتیو و راکتیو، اندازه ولتاژ باس تولید، تپ های ترانسفورماتور و غیره است). ماهیت مسئله پخش بار بهینه درواقع کاهش تابع هدف و به طور همزمان برقراری معادلات پخش بار محدودیت تساوی بدون نقض محدودیت های نامساوی است.

تابع هدف:

هدف اصلی در فرمول بندی مسئله OPF، به حداقل رساندن کل هزینه تولید توان اکتیو است. ضمنا تابع هزینه هر واحد تولیدی وابسته به توان اکتیو تولیدی آن است و به صورت منحنی درجه دوم نشان داده می­شود. سپس تابع هدف کل سیستم از مجموع تک تک توابع هزینه هر ژنراتور بدست می آید.

که در آن N_g تعداد واحدهای تولیدی شامل باس اسلک، P_gi توان اکتیو تولیدی در باسi ام و a و b و c ضرایب تابع هزینه هر ژنراتور می باشد.

انواع محدودیت های تساوی:

در اجرای حداقل رسانی تابع هزینه، باید اطمینان داشت که تولید برابر تقاضای بار و تلفات خطوط انتقال است. بنابراین معادلات بخش بار به عنوان محدودیت های تساوی در نظر گرفته می شود:

که توان اکتیو و راکتیو تزریقی در باس i به ترتیب بصورت معادلات زیر تعریف می شود :

 

که در آن G_ij هدایت پذیری(کندوکتانس) ، B_ij سوسپتانس، V_i اندازه ولتاژ در باس i و  زاویه ولتاژ فاز باس است.

محدودیت تعادل توان:

انواع محدودیت های نامساوی:

محدودیت های نامساوی OPF منعکس کننده محدودیت های تجهیزات فیزیکی سیستم قدرت و همچنین محدودیت های ایجاد شده برای قابلیت اطمینان سیستم است. معمول ترین انواع محدودیت های نامساوی، محدودیت ولتاژ بالا در باس های متصل به بار و واحدهای تولیدی و محدودیت ولتاژ پایین در باس های متصل به بار است. محدودیت های تولید، شامل حداکثر و حداقل توان اکتیو تولیدی در ژنراتورها، حداکثر ظرفیت خطوط انتقال و محدودیت در تنظیم تپ TCUL ها و تغییر فاز است. محدودیت های نامساوی متغیرهای مسئله عبارتند از :

باندهای بالا و پایین توان اکتیو تولیدی در باس های دارای ژنراتور:

باندهای بالا و پایین توان راکتیو تولیدی در باس های دارای ژنراتور و تزریق توان راکتیو در باس ها با جبرانگر VAR:

باندهای بالا و پایین اندازه ولتاژ در تمام باس ها:

باندهای بالا و پایین در زاویه ولتاژ فاز باس:

حداکثر ظرفیت عبوری هر خط انتقال را می توان برحسب MW/MVAR/MVA با توجه به درجه حرارت هادی یا به علت نگرانی های پایداری سیستم به صورت رابطه زیر تعریف نمود:

حال می توان دید که تابع هدف F یک تابع غیر خطی بوده و تعداد محدودیت های تساوی و نامساوی آن بسته به اندازه شبکه افزایش می یابد.

محاسبه قیمت بازار برق:

پس از محاسبات بخش بار بهینه و بدست آوردن توان عبوری از خطوط، می توان قیمت بازار برق را به دو حالت محاسبه نمود. در حالت اول(یعنی UMP)، نتایج پخش بار بگونه ای بدست آمده که گرفتگی خطوط ایجاد نشده و درنتیجه قیمت برق از روی هزینه نهایی ژنراتورهای روشن بدست می آید ضمنا در این حالت قیمت برق برای کلیه باس ها یکسان خواهد بود. حالت دوم یعنی LMP برای زمانی است که یکی با برخی از خطوط انتقال به حداکثر ظرفیت خود رسیده و در نتیجه قیمت برق برای کل باس ها یکسان نخواهد بود و باید قیمت برق در هر باس بسته به تولید ژنراتورها محاسبه شود.

قیمت گذاری نهایی محلی( LMP):

در صورت پرشدن ظرفیت خطوط انتقال، امکان استفاده از تمام ظرفیت تولیدی ژنراتورهای شبکه وجود ندارد و درنتیجه قیمت برق در مکان های مختلف شبکه یکسان نخواهد بود که در اصطلاح به آن قیمت نهایی محلی یا LMP می گویند. درواقع LMP به معنی تأمین یک مگاوات بار اضافی در محل از طریق ارزانترین ژنراتورهایی است که امکان تولید را بدون نقض محدودیت های خطوط انتقال دارا هستند. بنابراین یک راه محاسبه LMP، توجه به ژنراتورهایی است که به حد بالا یا پایین تولید خود نرسیده اند. به این نوع ژنراتورها که بخشی از ظرفیت آنها باقی مانده، ژنراتورهای نهایی می گویند. بنابراین LMP در شین های دارای ژنراتور نهایی، برابر با هزینه نهایی این نوع ژنراتورها خواهد بود. ضمنا LMP سایر باس­ها که فاقد ژنراتور هستند و با ژنراتورهای آنها به حد تولید خود رسیده­اند تابعی از LMP باس های دارای ژنراتور نهایی خواهدبود.

بازار برق PJM:

شرکتPJM در سال ۱۹۲۷ با هدف اتصال و به اشتراک گذاشتن منابع تولید، به عنوان اولین حوضچه توان در جهان تشکیل شد. در سال ۱۹۶۲، PJM اولین سیستم آنلاین را برای کنترل تولید نصب نمود. همچنین اولین سیستم مدیریت انرژی(EMS) را در سال ۱۹۶۸ راه اندازی نمود. سیستم مدیریت انرژی، عملکرد سیستم انتقال را به صورت لحظه ای امکان پذیر می سازد. در سال ۱۹۹۶، اولین وب سایت برای استفاده اعضای شبکه PJM راه اندازی شد. PJM در سال ۱۹۹۳ به یک ارگان بی طرف مستقل تبدیل شد. در ۱ آوریل ۱۹۹۷PJM

اولین بازار برق بر پایه پیشنهاددهی را راه اندازی نمود. پس از آن، کمیته تنظیم انرژی فدرال(FERC)، PJM

راه به عنوان اولین اپراتور مسقل سیستم (ISO) پذیرفت. ISO ها از سیستم های انتقال بهره برداری می­کنند، ولی مالک آنها نیستند. پس از آن، FERC برای ایجاد ارگان های محلی انتقال بسترسازی نمود. این تصمیم با هدف عمل کردن سیستم انتقال در نواحی چندگانه و پیشرفت بازارهای برق عمده فروشی به صورت رقابتی اتخاذ شد. از سال ۲۰۰۲ تا سال ۲۰۰۵، PJM تعدادی از شرکت های انتقال را با هم ترکیب نمود. شرکت PJM ایالات و نواحی مختلفی (۱۴ ایالت) را تحت پوشش خود قرار داده است. ایالات تحت پوشش PJM عبارتند از: پنسیلوانیا، نیوجرسی، مریلند، دلاور، بخش هایی از کلمبیا، ویرجینیا، ویرجینیای غربی، اهایو، بخش هایی از ایلینویز، میشیگان، ایندیانا، کنتاکی، کارولینای شمالی و تنسی.

بار مصرفی کل شبکه PJM

شبکه برق PJM بیش از ۵۱ میلیون مشترک را شامل می شود. حداکثر بار سالانه این شبکه(در تابستان و معمولا در ماه آگوست) در سال های ۲۰۰۵ و ۲۰۰۶ به ترتیب برابر ۱۳۳۷۶۲ و ۱۴۴۶۴۴ مگاوات بوده است. این اعداد بیانگر رشد 8.1 درصدی بار در آن سال­ها می باشد. از سال ۱۹۹۷ و پس از راه اندازی بازار برق PJM تاکنون بیش از ۱۰۳ میلیارد دلار، قراردادهای مرتبط با خرید و فروش برق در این بازار منعقد شده است.

انواع بازارهای موجود در شبکه PJM:

بازار برق PJM نیز همانند اکثر کشورهای دیگر چندین بازار مختلف را در شبکه خود اجرا می کند.

-بازارهای انرژی: این بازارها که خود شامل دو بازار روزانه و لحظه ای می شوند، همانند بازارهای دیگر ساختاری دوطرفه و رقابتی دارند. محاسبه قیمت ها در این بازارها به روش قیمت گذاری نهایی محلی یا قیمتگذاری حاشیه ای ناحیه ای(LMP) و در بازه های زمانی ۵ دقیقه ای برای هر باس انجام می پذیرد.

قیمت نهایی محلی، در زمانی که در بین نواحی مختلف تراکم خطوط وجود نداشته باشد، با قیمت تسویه بازار برابر است. اما در صورتی که تراکم در خطوط انتقال بین نواحی بوجود آید، این قیمت در نواحی مختلف متفاوت خواهد بود.

-بازار توان رزرو

– بازار سرویس های جانبی

– بازار حقوق مالی انتقال (FTR): این بازار نیز برای کاهش ریسک شرکت کنندگان بازار روزانه در تامین انرژی مورد نیاز خود، طراحی و اجرا شده است.

وظایف PJM:

در بازار روزانه، شرکت PJM که مسئول اجرای این بازار است، کمترین قیمت بازار (حداقل هزینه تولید) که به ازای آن بارهای شبکه به میزان نیاز خود انرژی دریافت کنند را محاسبه می کند. علاوه بر نیاز بارها، شرکت PJM می بایست شرایط دیگری را نیز مانند قابلیت اطمینان شبکه، توان رزرو لازم شبکه و دیگر خدمات جانبی را نیز در حل مساله حداقل سازی مدنظر قرار دهد. پارامترهای اصلی ورودی این مساله پیشنهادات خریداران و تولید کنندگان برای میزان و قیمت انرژی مصرفی و یا تولیدی، می باشد. پس از اینکه بازار روزانه اجرا شد، PJM موظف است اطلاعات زیر را در ساعت ۴ عصر در اختیار شرکت کنندگان قرار دهد:

-برنامه ریزی تولید و مصرف بازیگران بازار برای روز آینده.

-برنامه ریزی قراردادهای روز آینده.

-قیمت تسویه بازار روزانه، قیمت تراکم خطوط انتقال و قیمت تلفات.

-محدودیتهای خط انتقال.

-پیش بینی بار(این پیش بینی توسط خود PJM صورت گرفته است)

-شرایط توان رزرو شبکه.

بازارهای دوطرفه در شبکه برق PJM:

بازارهای دوطرفه در شبکه برق PJM شامل دو بازار روزانه و بازار تعادل لحظه ای می باشند. بازار روزانه  بازاری است که قیمت تسویه ساعتی برای روز بعد بر اساس پیشنهادات تولید، پیشنهادهای بار(پیشنهاد قیمت توسط مصرف کننده ها)، پیشنهادهای افزایشی(اگر قیمت بازار از عددی بیشتر شود، تولیدکننده تولید خواهد کرد)، پیشنهادهای کاهشی(اگر قیمت از عددی کمتر شود، مصرف کننده انرژی خریداری خواهد کرد) و برنامه قراردادهای دوطرفه ارسال شده به بازار روزانه، محاسبه می شود. بازار تعادل نیز بازار انرژی لحظه ای است که در آن قیمت تسویه بازار هر ۵ دقیقه براساس عملکرد سیستم واقعی و توزیع اقتصادی و با در نظر گرفتن محدودیت های قابلیت اطمینان سیستم، محاسبه می گردد. قیمت تسویه برای هر بازار جداگانه محاسبه می شود. قیمت تسویه بازار روزانه براساس مقادير ساعتی برنامه ریزی شده و قیمت های ساعتی روزانه و قیمت تسویه بازار لحظه ای براساس تغییرات مقادير واقعی ساعتی از مقادیر برنامه ریزی شده بازار روزانه و قیمت های لحظه ای در هر ساعت محاسبه می شود. محاسبات قیمت بازار روزانه و بازار لحظه ای براساس قیمت نهایی محلی(LMP) می باشد.

بازار روزانه این امکان را به شرکت کنندگان می دهد که انرژی را در قیمت LMP خریداری نموده و یا بفروشند. مولفه های LMP ساعتی در بازار روزانه، قیمت انرژی سیستم در بازار روزانه، قیمت تراکم خطوط در بازار روزانه و قیمت تلفات در این بازار میباشند. همچنین این بازار، به مشتریان انتقال این اجازه را می دهد که قراردادهای دو طرفه را با هزینه تراکم خطوط بازار روزانه براساس تفاوت قیمت تراکم بین قرارداد تولید کننده و بار برنامه ریزی کنند. موسسات تامین بار( LSE) می توانند برنامه ریزی توان ساعتی خود را که می تواند شامل بار حساس به قیمت نیز باشد، ارسال کنند. هر تولید کننده آماده ای که جزو منابع تولیدPJM  به حساب بیاید نیز می بایست پیشنهاد تولید خود را به بازار روزانه ارسال کند. تولید کنندگان دیگر این اختیار را دارند که در بازار روزانه پیشنهاد دهند. مشتریان انتقال نیز برنامه ریزی قراردادهای دو طرفه پیشنهاد تراکم خطوط را به صورت ثابت و یا قابل تغییر به بازار روزانه ارسال نموده و می توانند مشخص کنند که هزینه تراکم خطوط را خواهند پرداخت و یا اگر تراکم در بازار روزانه اتفاق افتاد مایلند کاهش مصرف داشته باشند. فراهم کنندگان سرویس کاهش( CSP) نیز پیشنهادهای کاهش توان خود را ارسال می کنند. تمامی خرید و فروش های بازار روزانه براساس قیمت روزانه انجام می شود. تراکم، که ناشی از خرید و فروش های روزانه انرژی است، در مولفه قیمت تراکم خطوط روزانه در قیمت LMP در نظر گرفته می شود. تلفات انتقال ناشی از این خرید و فروش ها در بازار روزانه نیز در مولفه قیمت تلفات روزانه در قیمت LMP در نظر گرفته می شود.

بعد از پایان مدت قیمت دهی روزانه، PJM برنامه ریزی روزانه را براساس پیشنهادهای بارها، پیشنهادهای تولید کنندگان و برنامه های زمانبندی ارسال شده و با توجه به حداقل قیمت و همچنین ملاحظات منابع اجباری، برای هر ساعت از روز بعد انجام می دهد. فرایند زمان بندی روزانه، قابلیت اطمینان و رزرو مورد نیاز PJM را نیز در نظر خواهد گرفت. نتیجه برنامه زمان بندی ساعتی روز بعد و LMP های روزانه به شرکت­کنندگان در بازار اعلام می شود. حقوق مالی انتقال (FTR) در مقدار مولفه قیمت تراکم خطوط LMP روزانه، محاسبه می شود. بازار انرژی لحظه ای براساس عملکردهای لحظه ای واقعی است. تولید کنندگانی که جزء منابع آماده PJM هستند و بارهای قابل کاهشی که وجود دارند اما در برنامه ریزی روزانه انتخاب نشده اند می توانند پیشنهادهای خود را در مدت پیشنهاد دهی مجدد تولید کننده ها از ..:۴ عصر تا ..:۶ عصر برای حضور در بازار انرژی لحظه ای تغییر دهند (در غیر این صورت پیشنهادهای اصلی برای شرکت در بازار تعادل باقی خواهند ماند). LMP لحظه ای نیز براساس شرایط عملکرد واقعی سیستم محاسبه می گردد. شرکت های تامین کننده بار برای هر باری که بیشتر از مقدار برنامه ریزی شده در بازار روزانه مصرف داشته باشد LMP لحظه ای را پرداخت خواهد کرد (و اگر کمتر از مقدار برنامه ریزی شده مصرف داشته باشد مقدار سود آن را دریافت خواهد نمود). همچنین به مقداری که هر تولید کننده بیشتر از مقدار برنامه ریزی شده تولید کند، LMP لحظه ای پرداخت می شود و (برای تولید کمتر از مقدار برنامه ریزی شده، همین مبلغ را پرداخت خواهند نمود). در اینجا ذکر این نکته حائز اهمیت است که کاهش مصرف مصرف کننده و یا افزایش تولید تولید کننده در بازار لحظه ای، هنگامی مشمول جریمه و یا پاداش فوق می گردد که بنا به دستور مرکز کنترل شبکه باشد. مشتریان انتقال هزینه تراکم خطوط را براساس مولفه قیمت لحظه ای تراکم خطوط LMP به ازای تغییرات در مقدار قرارداد دو طرفه نسبت به برنامه ریزی روزانه پرداخت می کنند. شرکت های سرویس دهنده کاهش بار ممکن است خودشان کاهش بار را برای بارهایی که توسط PJM به صورت لحظه ای هماهنگ نشده اند، تنظیم کنند. همه خرید و فروش های مالی در بازار لحظه ای بر اساس LMP لحظه ای انجام می شود. تراکم خطوط ناشی از خرید و فروش های لحظه ای، در مولفه قیمت لحظه­ای تراکم خطوط LMP لحاظ می شود. تلفات توانی که ناشی از خرید و فروش های لحظه ای انرژی است در مولفه قیمت لحظه ای تلفات LMP در نظر گرفته می شود.

بررسی روند اجرای بازار و نحوه محاسبه LMP

قیمت گذاری در بازار برق به شیوه های مختلفی قابل انجام است که در بازار PJM این عمل با استفاده از قیمت نهایی محلی(LMP) صورت می پذیرد. قیمت گذاری گره ای یک روش قیمت گذاری برای خرید و فروش انرژی در سیستم های تجدید ساختار یافته می باشد. در قیمت گذاری گره ای، برای هر گره در سیستم انتقال، یک قیمت تعیین می شود. در این سیستم قیمت گذاری، تمام مصرف کنندگان انرژی برق را به قیمت تعیین شده برای گره ای که بار مصرفی آنها در آن گره قرار دارد، می خرند و تمام تولیدکنندگان، انرژی را به قیمت تعیین شده برای گره ای که مولدشان در آن قرار دارد، می فروشند.

بنابراین قیمت نهایی محلی به صورت زیر تعریف می شود:

هزینه نهایی محلی، هزینه فراهم کردن انرژی برای یک مگاوات افزایش بار در یک گره مورد نظر با درنظرگرفتن هزینه نهایی تولید، هزینه نهایی انتقال و هزینه نهایی تلفات می باشد. لذا تعیین قیمت به روش قیمت گذاری نهایی محلی به عوامل زیر وابسته خواهد بود.

-هزینه نهایی تولید(در آن ناحیه)

– هزینه نهایی انتقال

-هزینه نهایی تلفات.

 مقادیر مذکور با توجه به شرایط شبکه بدست می آیند. به عنوان مثال، هزینه نهایی تولید هر تولید کننده توسط خود تولید کننده ابراز می شود. هزینه های نهایی انتقال و تلفات نیز توسط بهره بردار شبکه محاسبه می گردند.

 

تعیین قیمت نهایی محلی و محاسبه پخش بار بهینه(OPF):

بطور کلی در روش قیمت گذاری نهایی مکانی از دو روش DCOPF و ACOPF در محاسبه ی OPF استفاده می شود. محاسبات سیستم قدرت در حالت AC (ACOPF) که بر مبنای روش های غیر خطی استوار است و روش بعدی به محاسبه OPF در حالت DC (DCOPF) می پردازد محاسبات در این روش بر مبنای روش­های خطی انجام می پذیرد. روش ACOPF، برای شبیه سازی و حل مسئله بهینه سازی مطرح شده در آن می باشد که کند بودن و زمان بر بودن روش های غیرخطی مورد استفاده در این الگوریتم، از جمله مهمترین نقاط ضعف این روش می باشد، اما از سوی دیگر الگوریتم فوق در سیستم های با ابعاد کوچک و متوسط (۴۰ شینه)، عملکرد قابل قبولی را از خود ارائه می دهد و باتوجه به دقت بسیار بالای این روش و درستی نتایج به دست آمده از آن، غالباً در مراجع تحقیقاتی و پژوهشی، برای سنجش دقت عملکرد روش­های نوین، از این روش بهره برده می شود، اما روش فوق در سیستم های قدرت با ابعاد بزرگ (همانند سیستم های قدرت مورد استفاده در بازارهای برق در جهان) از عملکرد بسیار کند و در بسیاری از موارد با مشکل همگرایی در نتایج برخوردار است.

در مورد روش DCOPF می توان گفت که مهمترین مزیت روش مذکور نسبت به روش پیشین (محاسبه LMP از طریق ACOPF)، سرعت عملکرد بالای آن می باشد که در عمل، امکان استفاده از آن را برای شرایط واقعی و سیستم های با ابعاد بزرگ مهیا کرده است. روش DCOPF از روش های خطی(LP) برای حل مسئله بهینه سازی بهره می برد.

مسئله قیمت گذاری نهایی محلی LMP با استفاده از DCOPF:

یکی از روش های مورد استفاده در تعیین LMP استفاده از الگوریتم DCOPF و حل پخش بار بهینه بر مبنای این الگوریتم می­باشد که از نتایج حاصل از این پخش بار بهینه می­توان برای محاسبه LMP بهره برد. به طور کلی الگوریتم DCOPF از روش های خطی (LP) برای حل مسئله بهینه سازی بهره می برد که سرعت و دقت عملکرد این روش ها از جمله مزایای آن به شمار می آید.

در ابتدا استفاده از DCOPF برای محاسبه LMP در حالی مورد توجه محققان قرار گرفت که در این روش با وجود استفاده از روش های خطی برای حل مسئله بهینه سازی و سرعت عملکرد بالای آن (نسبت به ACOPF)، امکان محاسبه ی تلفات در سیستم قدرت و به دنبال آن محاسبه هزینه ناشی از تلفات در قیمت نهایی محلی میسر نبود. بنابراین در این مدل هزینه نهایی محلی(LMP) از مجموع دو هزینه انرژی و تراکم به دست می آید که دارای ساختار کاملا خطی می باشند. به مرور زمان و با توجه به اهمیت تلفات در تعیین قیمت نهایی محلی(به ویژه در بازارهای برق با شبکه های قدرت با وسعت زیاد و تلفات بالا) روش مذکور مورد بازنگری هایی قرار گرفته است تا میزان تلفات در سیستم و هزینه های ناشی از آن نیز در تعیین قیمت نهایی مکانی مد نظر قرار گیرد.

روش DCOPF بدون در نظر گرفتن تلفات را می توان به صورت زیر تعریف کرد:

کمینه سازی هزینه کل تولید انرژی با در نظرگرفتن قید تعادل توان در هر باس و قید محدودیت سیستم انتقال. در این روش اندازه ولتاژ ثابت فرض شده و همچنین برای حفظ خطی بودن مسئله، از کشش در طرف تقاضا نیز صرف نظر می شود. این روش(DCOPF) را می توان به صورت زیر مدل سازی کرد.

 

و داریم:

N= تعداد باس های سیستم، M= تعداد خطوط انتقال، c_i =هزینه تولید در باس iام برمبنای ($/MWh)، G_i =مقدار تولید در باس iام برمبنای(MWh)، G_i^max و G_i^min = بیشینه و کمینه تولید در باس iام، D_i= مقدار مورد نیاز در باس iام برمبنای (MWh)، GSF_k-i = نسبت تغییر در توان منتقل شده از خط kام به تغییر در تولید باس iام، limitk= حد انتقال از خط kام.

 

شرح پروژه:

در این پروژه قیمت نهایی محلی(LMP) با حل مسئله پخش بار بهینه(OPF) در حالت DC (DCOPF) برای شبکه 5 شینه PJM در نرم افزار گمز(GAMS) تعیین شده است.

 

شکل شبکه 5 شینه PJM.

 

نتایج: