توصيفگر ها :
برنامه‌ريزي توسعه هماهنگ شبكه‌هاي برق و گاز , پخش توان جريان متناوب برق , پخش فلوي حالت دائمي گاز , برنامه‌ريزي مخروطي درجه‌دوم آميخته با اعداد صحيح , بهينه‌سازي دوسطحي , معيار قابليت اطمينان (N-1)
چكيده فارسي :
در سال‌هاي اخير استفاده از گاز طبيعي در شبكه برق به عنوان منبع اوليه انرژي رشد زيادي يافته‌است كه منجر به وابستگي بيش از قبل شبكه برق به شبكه گاز شده‌است. علاوه بر اين، با ابداع مبدل‌هاي برق به گاز در جهت تبديل برق مازاد به گاز و همچنين استفاده بيشتر از كمپرسورها با گرداننده الكتريكي در شبكه‌هاي انتقال گاز، وابستگي شبكه گاز به برق و در نتيجه برهمكنش اين دو شبكه بيشتر شده‌است. با افزايش تقاضا در شبكه‌هاي برق و گاز، تأمين تقاضا در بلندمدت نيازمند برنامه‌ريزي براي توسعه و تقويت هر دو شبكه است. با توجه به برهمكنش روزافزون بين شبكه‌هاي برق و گاز، برنامه‌ريزي توسعه جداگانه مي‌تواند مورد سؤال قرار گيرد؛ زيرا از يك سو ناكارآمدي و عدم كفايت تجهيزات و منابع در هركدام از اين دو شبكه مي‌تواند ديگري را تحت تأثير قرار دهد. از سوي ديگر، توسعه بيش از مقدار مورد نياز در هر دو شبكه مي‌تواند هزينه مضاعف براي سيستم تأمين انرژي ايجاد نمايد. بنابراين نياز است تا برنامه‌ريزي توسعه دو شبكه برق و گاز به‌صورت هماهنگ انجام شود. در اين پايان‌نامه، برنامه‌ريزي توسعه هماهنگ شبكه‌هاي برق و گاز مدنظر است. هدف از اين برنامه‌ريزي، تعيين مكان و ظرفيت تجهيزات مورد استفاده در شبكه‌هاي برق و گاز است، تا با درنظرگرفتن محدوديت‌هاي فني و اقتصادي، تقاضاي پيش‌بيني‌شده در سال هدف برنامه‌ريزي با كمترين هزينه و به‌طور مطمئن تأمين شود. تجهيزات هدف توسعه در اين پژوهش شامل نيروگاه‌هاي گازسوز، خط‌هاي انتقال شبكه برق، ادوات توان راكتيو، خط‌هاي لوله گاز و كمپرسورها هستند. تقاضاي پيش‌بيني‌شده در شبكه‌هاي برق و گاز به صورت منحني تداومي ساليانه تقاضاي پلكاني مدل مي‌شوند. براي مدل‌سازي الزامات بهره‌برداري شبكه انتقال برق از مدل پخش‌‌توان جريان متناوب استفاده مي‌شود تا امكان درنظرگرفتن تلفات جابجايي توان اكتيو و ملاحظات ولتاژ فراهم باشد. همچنين براي مدل‌سازي الزامات بهره‌برداري از شبكه گاز از پخش فلو حالت دائمي استفاده مي‌شود تا مؤلفه‌هاي مهمي نظير فشار و فلو مدنظر قرار گيرند. معادلات پخش توان برق و پخش فلوي گاز استفاده‌شده، كه ذاتاً غيرخطي و غيرمحدب هستند، با تكنيك‌‌هاي محدب‌سازي به شكل معادلات مخروطي درجه‌دوم محدب بازنويسي مي‌شوند. مسئله برنامه‌ريزي توسعه موردنظر به‌صورت يك مسئله بهينه‌سازي مخروطي آميخته با اعداد صحيح پياده‌سازي مي‌شود كه به كمك موتورهاي حل موجود به سادگي قابل حل است. با درنظرگرفتن الزامات قابليت اطمينان، مسئله برنامه‌ريزي توسعه هماهنگ شبكه‌هاي برق و گاز با مشخصات ذكرشده فوق، به مسئله برنامه‌ريزي توسعه هماهنگ شبكه‌هاي برق و گاز مقيد به قابليت اطمينان ارتقا مي‌يابد. براي تأمين قابليت اطمينان از معيار قابليت اطمينان N-1 در تجهيزات انتقال شبكه برق استفاده مي‌شود. درنظرگيري پيشامدها بر روي همه تجهيزات انتقال در همه سطح‌‌هاي بار براي مدل‌سازي الزامات اين معيار، باعث افزايش بسيار زياد تعداد متغيرها و قيدها مي‌شود كه روند حل مسئله را كند و در برخي مواقع به نتيجه‌رسيدن آن را غيرممكن مي‌سازد. براي رفع اين مانع در حل مسئله، از روشي مبتني بر تكرار استفاده مي‌شود. در اين روش، تعداد محدودي از پيشامدهاي خط‌هاي انتقال كه بيشترين نقض قيد را ايجاد مي‌كنند، در طي تكرارهاي متوالي، به مجموعه پيشامدهاي مسئله اضافه مي‌شوند؛ به‌طوري‌كه درنظرگرفتن اين مجموعه پيشامدها، در نظرگرفتن كل پيشامدها را نمايندگي مي‌كند. در تكرار اول، مسئله برنامه‌ريزي توسعه هماهنگ شبكه‌هاي برق و گاز مقيد به قابليت اطمينان (مسئله اصلي)، بدون درنظرگرفتن هيچگونه پيشامدي حل مي‌شود. سپس برنامه توسعه حاصل‌شده به يك مسئله بهينه‌سازي دوسطحي موسوم به مسئله پيداكردن شديدترين پيشامد (زيرمسئله) داده مي‌شود تا بر اساس آن خط انتقالي كه بيشترين نقض قيد را ايجاد مي‌كند شناسايي شود. در ادامه محدوديت‌هاي بهره‌برداري براي درنظرگرفتن خروج اين خط از مدار به مسئله اصلي افزوده مي‌شود. اين روند تكرار تا جايي ادامه مي‌يابد كه هيچگونه نقض قيدي در اثر خروج خط انتقال شناسايي نشود. مسئله برنامه‌ريزي توسعه هماهنگ شبكه‌هاي برق و گاز و همچنين برنامه‌ريزي مقيد به قابليت اطمينان در نرم‌افزار GAMS بر روي شبكه آزمون استاندارد Garver متصل به شبكه 7 گره‌اي گاز و همچنين شبكه آزمون استاندارد 118 باس IEEE متصل به شبكه 48 گره‌اي گاز پياده‌سازي مي‌شود. تحليل نتايج عددي به‌دست‌‌آمده نشان‌دهنده توانمندي مدل‌هاي پيشنهادي در يافتن برنامه توسعه مؤثر هماهنگ در شبكه‌هاي برق و گاز است.
چكيده انگليسي :
In recent years, the utilization of natural gas in the electricity network as the primary energy source has increased, which has led to the dependence of the electricity network on the natural gas network more than before. Moreover, the emergence of electricity-to-gas converters, as well as employing more electric compressors in natural gas transmission systems have increased the dependence of the natural gas network on the electricity network. Therefore, the interaction of these two networks has become much more than before. To supply the long-term demand growth, coordinated natural gas and electricity network expansion planning is needed.
In this thesis, a coordinated expansion planning model of electricity and natural gas networks is proposed. The purpose is to determine the location and size of the equipment employed in the electricity and natural gas networks to reliably supply the forecasted demands in the planning horizon year with the lowest cost, taking into account the technical and financial constraints. The equipment considered in this research to be planned includes gas-fired electric power plants, electric transmission lines, reactive power supply devices and natural gas pipelines, and compressors. Step-wise load duration curve is employed to model the forecasted electricity and natural gas demand in the horizon year. The AC power flow model is used to model the electric power transmission network operational constraints. Steady-state natural gas flow is used to model the natural gas transmission network operational constraints. These electric power and natural gas flow models are inherently non-linear and non-convex. By using some convexification techniques, they are relaxed and recast as a convex conic model. Therefore, the proposed coordinated electricity and natural gas network expansion planning problem is modeled as a mixed integer second-order cone programming problem, which can be easily solved by existing commercial solvers.
Considering reliability requirements, the mentioned coordinated expansion planning of electricity and natural gas networks problem is developed to the reliability constrained coordinated expansion planning of electricity and natural gas networks problem. The N-1 reliability criterion is considered only in the electric power transmission system. Considering all transmission line contingencies at all operating conditions significantly increases the number of variables and constraints, which slows down the solution process and sometimes makes the problem intractable. To overcome this challenge, an iterative solution method is proposed. In this method, a limited number of contingencies that cause the most operational constraints violation is selected in sequential iterations and considered as the contingency set. This limited contingency set represents the complete contingency set. At the first iteration, reliability constrained coordinated expansion planning of electricity and natural gas networks problem (the master problem), is solved considering no contingency. The obtained expansion plan is transferred to a bi-level optimization problem called the worst contingency identification problem (the sub-problem) to be solved. This problem identifies the transmission line contingency that causes the worst operational constraints violation in each load level. Then, operational constraints needed to consider this transmission line contingency is added to the master problem. This iterative process continues until no constraint violation is detected by the sub-problem.
