کتاب برنامه ریزی تولید بلند مدت نیروگاه های chp

فهرست
فصل 1 11
مقدمه 11
مطالعات 19
فصل 2 25
معرفی سیستم‌های chp 25
برنامه‌ریزی احتمالی 27
فرمولبندی مسئله 28
تابع هدف 30
مدلسازی هزینه‌ی سرمایه‌گذاری 31
مدلسازی هزینه‌ی تعمیر و نگهداری و سوخت 32
هزینه‌ی خرید و درآمد حاصل از فروش برق 33
قیود واحد CHP 35
قیود بویلر 36
قیود تانک ذخیره‌ی گرما 37
بالانس توان الکتریکی 38
بالانس گرما 39
شاخصهای احتمالی قابلیت اطمینان 39
موضوع مورد مطالعه 40
نتیجه‌گیری 46
فصل 3 47
مدلهای مبتنی بر تغییر و توسعه‌ی شبکه 47
برنامهریزی توسعه‌ی تولید 47
مدیریت سمت تقاضا 48
برنامهریزی توسعه‌ی انتقال 48
تأثیر هاب انرژی پیشنهادی بر دینامیک‌های قیمت بازار عمده‌فروشی 49
تغییرات کوتاه‌مدت قیمت 49
قیمت‌های منفی 50
ساختار بازارهای تعادل در حضور هاب انرژی پیشنهادی 52
تأثیرات افزایش نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی بر برنامهریزی دیگر نیروگاه‌ها 53
راهکارهای موجود جهت کاهش ریسک سرمایه‌گذاری در چنین محیط رقابتی 54
مکانیزم تشویق FIT 56
مدل سهم مشخص و گواهینامه‌ی سبز 56
حراج 57
تشویق مالی و اعتبار مالیاتی 57
برنامههای مدیریت مصرف 58
مزاياي حضور مشتریان در بازار 59
توسعه‌ی مدلهای خطی برنامه‌های پاسخگویی بار 61
الاستیسیته‌ی قیمتی تقاضا 62
مدل یکپارچه‌ی توسعه‌ی تولید و انتقال 74
تابع هدف 74
قیود 75
مدل مشارکت واحدها 77
تابع هدف 77
قیود 78
مدل یکپارچه‌ی توسعه‌ی همزمان تولید و انتقال با درنظرگیری پاسخ تقاضا 80
فصل 4 83
نتایج 83
نتایج شبیهسازی 85
سناریو 1 86
سناریو 2 86
سناریو 3 86
شبيهسازي بهینهی ريزشبكه در حالات مختلف بهرهبرداري 88
حالت اول: حالت عملکرد عادی 88
حالت دوم: حالت حضور DR شبکه 90
جمعبندی 92
فصل 5 93
نتیجهگیری 93
پیشنهادات 95
منابع 97

مدل‌های مبتنی بر تغییر و توسعه‌ی شبکه

بطور کلی توسعه سیستم شبکه الکتریکی در سه بخش: تولید، انتقال و توزیع قابل مطالعه و بررسی می باشد. البته این نکته قابل ذکر است که سرمایه گذاری در بخش های برنامه ریزی توسعه تولید و برنامه ریزی توسعه انتقال بسیار بیشتر از بخش توزیع بوده و همچنین از دیدگاه های پایداری و قابلیت اعتماد، این دو بخش از اهمیت بیشتری برخوردار می باشند. در این فصل به بررسی روش های مبتنی بر تغییر و توسعه شبکه خواهیم پرداخت. برنامه ریزی توسعه تولید و انتقال بطور گسترده ای در زمینه های مختلف مانند روش حل، قابلیت اعتماد، بازار برق، عدم قطعیت، منابع پراکنده، طراحی، افق زمانی تراکم خطوط، کنترل توان راکتیو، سیستم های انتقال انعطاف پذیر و مدیریت سمت تقاضا مورد بررسی قرار گرفته اند. تعدادی از زمینه های ذکر شده مربوط به برنامه ریزی توسعه تولید و تعدادی مربوط به برنامه ریزی توسعه انتقال و تعدادی نیز می توانند در هر دو بخش مورد بررسی قرار گیرند. در ادامه به شرح برنامه ریزی توسعه تولید و انتقال و زمینه های مهم در این دو زیرفصل و در انتها به بیان زمینه های مشترک خواهیم پرداخت.

برنامه‌ریزی توسعه‌ی تولید

برنامه ریزی توسعه تولید که مربوط به سرمایه گذاری روی تولید انرژی می باشد، همواره توجه خاصی را بین سرمایه گذاران و مصرف کنندگان به خود جلب کرده است. این برنامه ریزی می تواند از دیدگاه های مختلفی مانند اندازه، زمان، نوع واحد های تولیدی جدید، بازگشت سرمایه، ریسک و عدم قطعیت برای تضمین سود تولید کنندگان و رضایت مصرف کنندگان مورد بررسی قرار گیرد. برنامه ریزی مورد استفاده برای مدیریت زمینه های ذکر شده را، برنامه ریزی توسعه تولید می گویند. هدف اصلی در برنامه ریزی توسعه تولید، توسعه شبکه موجود به منظور تامین دیماند در حال افزایش در زمان آینده می باشد، بشکلی که معیار های قابلیت اعتماد تامین گردند. برنامه ریزی توسعه تولید، مشخص کننده اندازه، مکان، نوع و زمان نصب منابع جدید به منظور تامین بار پیش بینی شده در چارچوب معیار های قابلیت اعتماد موجود و در دوره برنامه ریزی 10-30 ساله می باشد. در ادامه به شرح تعدادی از زمینه های فعال و کاربردی در برنامه ریزی توسعه تولید خواهیم پرداخت.

مدیریت سمت تقاضا

مدیریت سمت تقاضا یک سیستم مدیریت است که به بهره بردار سیستم اجازه می دهد در محیط بازار عملکرد سیستم را بهبود بخشد. برنامه های مدیریت سمت تقاضا معمولا با هزینه کمی راه اندازی می شوند ولی تاثیر مثبتی روی عملکرد سیستم خواهند داشت. برنامه های مدیریت سمت تقاضا با هدف کاهش هزینه بهره برداری می شود و همچنین ترکیب آن با برنامه ریزی توسعه تولید، باعث می شوند مسئله برنامه ریزی بهینه از انعطاف پذیری بیشتری برخوردار باشد.

برنامه‌ریزی توسعه‌ی انتقال

یکی دیگر از راهکار بلند مدت در مبحث برنامه ریزی توسعه، برنامه ریزی توسعه انتقال می باشد. هدف اصلی در برنامه ریزی توسعه انتقال، مشخص کردن زمان، مکان و تعداد خطوط (و پست های) جدید به منظور تامین برق مصرف کننده با کیفیت کافی می باشد. در این برنامه­ریزی نیز مسائلی از جمله رشد بار و پیش بینی دیماند، معیار های قابلیت اعتماد و ظرفیت منابع جدید، حداقل هزینه سرمایه گذاری، اجرا و اختلال در نظر گرفته می شود. در ادامه به شرح تعدادی از زمینه های فعال و کاربردی در برنامه ریزی توسعه انتقال خواهیم پرداخت.

تأثیر هاب انرژی پیشنهادی بر دینامیک‌های قیمت بازار عمده‌فروشی

تغییرات کوتاه‌مدت قیمت

همان­طور که قبلاً نیز بیان شد، قیمت نهایی^[1] برق تولید شده توسط هاب انرژی پیشنهادی به نسبت منابع سنتی بسیار پایین است. هزینه نهایی هاب انرژی پیشنهادی در بازار بسته به میزان مورد انتظار انرژی باد متفاوت می­باشد. این تغییرات باعث شیفت منحنی قیمت-تولید می­گردد که این مسئله در شکل (3-1) نشان داده شده است.

بسته به میزان تزریق انرژی باد و منحنی توان تولیدی و مصرفی واقعی دیگر شرکت­کنندگان بازار، قیمت ساعت‌به‌ساعت بازار نسبت به حالتی که هاب انرژی پیشنهادی حضور ندارد، بیشتر خواهد بود [31].

درحالی‌که بهره­بردار نیروگاه سنتی می­تواند تقریب قابل­اطمینانی از میزان و مدت‌زمان منابع خود داشته باشد، حضور هاب انرژی پیشنهادی می­تواند منحنی تقدم بهره­برداری از نیروگاه­ها را غیرقابل‌پیش‌بینی کند. این مسئله می­تواند منجر به افزایش ریسک و هزینه و تغییرات زیاد قیمت در منحنی تولید گردد.

از طریق جمع­آوری خروجی هاب انرژی پیشنهادی (به­خصوص نیروگاه­های (off-shore)) در کنار یکدیگر می­توان تغییرات ساعتی تولید هاب انرژی پیشنهادی را کاهش داد. این مسئله تا زمانی که اندازه بازار به میزان کافی برای جذب سهم قابل‌توجهی از هاب انرژی پیشنهادی بزرگ باشد صدق می­کند. علاوه بر این، بایستی ارتباط مناسبی بین اجزای بازار برقرار باشد تا اینکه از منابع تولید متغیر به‌ویژه هاب انرژی پیشنهادی به صورت بهینه­تری بهره­برداری گردد. تنها درزمانی که مزارع مختلف CHP با یکدیگر یکی شوند و باهم ارتباط داشته باشند، می­توان تغییرات در قیمت برق را که از تغییرات تولید هاب انرژی پیشنهادی ناشی می­شود، کاهش داد[34].

قیمت‌های منفی

در بعضی از بازه­های زمانی (بخصوص تعطیلات آخر هفته و در طول شب)، تزریق انرژی باد زیاد و مصرف مشترکین پایین می­باشد. از طرف دیگر نیروگاه­ها نمی­توانند پایین­تر از یک خروجی مینیموم فنی بهره­برداری شوند. تنها راه­حل ممکن برای بهره­برداری این نیروگاه­ها در میزانی پایین­تر از این مقدار فنی، وضعیت خاموشی نیروگاه می­باشد. در بعضی شرایط معین برای نیروگاه­ها بهتر است که زمان قیمت دهی در بازار قیمت منفی دهند تا مطمئن شوند بیشتر از مینیموم فنی خود در بازار فروش خواهند داشت؛ زیرا ممکن است در این حالت سوددهی بالاتری نسبت به حالتی داشته باشند که نیروگاه را خاموش و دوباره آن را روشن کنند. برای بررسی این موضوع، بعضی از بازارها بحث قیمت دهی منفی و حدود آن را مطرح کرده­اند. یکی دیگر از دلایل تولید توان بیش از حد این است که بعضی از نیروگاه­ها همیشه برای حفظ پایداری شبکه و تنظیم توان باید در مدار باشند. هر چه میزان تزریق منابع دارای عدم قطعیت بیشتر باشد، به میزان بیشتری از نیروگاه­هایی^[1] که باید در مدار باشند، نیاز است. این مسئله خود باعث رشد عرضه بیش‌ازحد تولید می­گردد.

بنابراین در بعضی‌اوقات بهتر است که نیروگاه­های CHP هیچ تولیدی نداشته باشد، به‌جای اینکه بخواهند با قیمت منفی در بازار شرکت کند. برای تشویق هاب انرژی پیشنهادی باید یک سری برنامه­های تشویقی^[2] طراحی شوند تا اینکه در بعضی شرایط که از لحاظ اقتصادی به­صرفه نیست، تولید خود را قطع کند. علاوه بر راه­کارهای اقتصادی می­توان از راه­کارهای فنی از قبیل استفاده از ذخیره­سازها در کنار هاب انرژی پیشنهادی نیز استفاده کرد که در این کتاب از این مسئله نیز بهره برده شده است. چنانچه قبلاً نیز ذکر شد، مدل­سازی راه­کارهای فنی و اقتصادی در مسئله برنامه­ریزی بهره­برداری با در نظر گرفتن هاب انرژی پیشنهادی به‌عنوان یکی از نوآوری­های اصلی این کتاب مطرح می­باشد.

بر این اساس می­توان گفت که وجود طرح­های تشویقی جهت رسیدن به اهداف رشد هاب انرژی پیشنهادی الزامی است، اما مسئله بسیار مهم تعیین میزان این تشویقی­ها است، بطوریکه تعادلی بین نتایج منفی در اجتماع و تسهیل در امر بهره­برداری هاب انرژی پیشنهادی برقرار شود. کاملاً مسلم است که اگر قسمتی از درآمد هاب انرژی پیشنهادی وابسته به قیمت برق در بازار باشد، بحث برنامه­ریزی بهره­برداری هاب انرژی پیشنهادی با توجه به ریسک­های بالای موجود در بازار دچار مشکل می­گردد.

علاوه بر سیاست تشویق که هاب انرژی پیشنهادی را برای شرکت در بازار ترغیب می­کند، مکانیزم­های بازار نیز باید به­ گونه­ای باشد که مانع از به وجود آمدن قیمت­های منفی در بازار گردند. قیمت­های منفی باعث ایجاد انگیزه­هایی جهت بهره­برداری از ذخیره­سازهای انرژی الکتریکی می­گردد. ذخیره­سازها دارای این قابلیت هستند که در زمان کاهش قیمت برق، برق را ذخیره و در زمان افزایش آن را به شبکه دهند[31 و 35]. یکی دیگر از راه­کارهایی که در این کتاب مدنظر می­باشد، راه­کارهای مدیریت مصرف می­باشد.

ساختار بازارهای تعادل در حضور هاب انرژی پیشنهادی

به­طور سنتی، میزان رزرو موردنیاز سیستم قدرتی که سهم عمده­ای از تولید شبکه بر پایه تولید نیروگاه­های آبی و یا حرارتی قابل‌کنترل است، بر اساس تغییرات تعادل در مصرف و یا خروجی اجباری بزرگ‌ترین واحد موجود تعیین می­گردید؛ بنابراین در سیستم سنتی رزرو به‌طور اصلی برای تنظیم رو به بالا^[3] موردنیاز می­باشد، اما با به‌کارگیری نرخ بالایی از هاب انرژی پیشنهادی در سیستم قدرت، نیازهای جدیدی برای سرویس­های تعادلی و تعیین میزان رزرو مناسب سیستم مطرح می­گردد. دلیل این مسئله این است که هاب انرژی پیشنهادی زیاد قابل پیش­بینی نیستند.

برای مقابله با خطاهای موجود در پیش­بینی باد، میزان بیشتری از منابع انعطاف­پذیر موردنیاز می­باشد. این مقدار خطای پیش­بینی می­تواند مثبت و یا منفی باشد؛ بنابراین نه تنها تنظیم رو به بالا موردنیاز است، بلکه تنظیم رو به پایین^[4] نیز ممکن است لازم ­باشد.

با این تفاسیر برای شبکه­ای که نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی در آن بالا است، بحث پایداری سیستم از اهمیت زیادی برخوردار است؛ بنابراین در دسترس بودن میزان مناسب رزرو باقابلیت دیسپاچ انعطاف­پذیر جهت فراهم ساختن خدمات جانبی بسیار مهم و حیاتی است.

بنابراین به‌طورکلی می­توان گفت که با افزایش نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی، میزان موردنیاز رزرو نسبت به زمانی که هاب انرژی پیشنهادی نیستند، افزایش می­یابد. بر اساس تجربیات به دست آمده در کشورهای آلمان، اسپانیا و پرتغال، به ازای هر واحد تولید نیروگاه CHP، میزان 25/0 تا 3/0 رزرو موردنیازمی­باشد. این مسئله باعث افزایش میزان دیسپاچینگ اجباری واحدهای حرارتی و کاهش توانایی ژنراتورهای اضطراری برای مدیریت سهم آن­ها جهت شرکت در بازار می­گردد [35].

تأثیرات افزایش نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی بر برنامه‌ریزی دیگر نیروگاه‌ها

هاب انرژی پیشنهادی به‌عنوان منبع انرژی^[5] شناخته می­شوند تا منبع ظرفیت^[6]. این منابع باعث کاهش قیمت سوخت و همچنین کاهش هزینه آلودگی می­گردند. به­طور خلاصه می­توان گفت که هر مگاوات ظرفیت از هاب انرژی پیشنهادی به یک مگاوات ظرفیت پشتیبان نیاز دارد تا اینکه به 90 درصد در دسترس­پذیری آن بتوان اطمینان کرد [31].

این مسئله منجر به نتیجه بسیار مهمی می­گردد و آن اینکه هاب انرژی پیشنهادی با وجود اینکه هزینه­های سوخت را کاهش می­دهند، اما مانع سرمایه­گذاری ظرفیت پشتیبان نمی­شوند [31].

کاهش ضریب بار به علت تقدم در دیسپاچ هاب انرژی پیشنهادی توانایی نیروگاه­های موجود را برای پوشش هزینه­های ثابت کاهش می­دهد. این مسئله منجر می­شود که عدم قطعیت سرمایه­گذاری در نیروگاه­های سنتی مانند بقیه نیروگاه­ها افزایش یابد. مطالعات مختلف نشان می­دهند که میزان تولید بار پایه با افزایش نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی کاهش می­یابد.

در این صورت نیاز به منابع تولید انعطاف­پذیر از قبیل نیروگاه­های آبی، تلمبه­ذخیره­ای^[7]، توربین­های گازی سیکل باز (OCGT^[8]) و توربین­های گازی سیکل ترکیبی (CCGT^[9]) افزایش می­یابد. اگرچه می­توان از طریق نیروگاه­های موجود تا حدودی انعطاف­پذیری سیستم را در آینده تأمین کرد، اما همان­طور که بیان شد سرمایه­گذاری در مورد نیروگاه­های جدید نیز همراه با عدم قطعیت است. از دیگر روش­هایی که برای افزایش انعطاف­پذیری سیستم استفاده می­شود، راه­کارهای مدیریت سمت مصرف می­باشند که در این کتاب نیز مطرح شده است.

یکی دیگر از منابعی که با افزایش نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی، نقش آن­ها پررنگ­تر می­گردد، منابع ذخیره­ساز انرژی از قبیل نیروگاه تلمبه ذخیره­ای، ذخیره­ساز گاز و هاب انرژی قابل اتصال به شبکه می­باشد. این منابع به‌عنوان منبع کارایی^[10] شناخته می­شوند. اختلافات قیمت بازار که در اثر افزایش نرخ نفوذ هاب انرژی پیشنهادی حاصل می­شود، می­تواند یک سیگنال بازاری^[11] جهت نیاز به منابع ذخیره­ساز بوده و تشویقی جهت توسعه این منابع در محیط رقابتی باشد. یکی دیگر از سیگنال­هایی که منجر به استفاده از ذخیره­سازهای انرژی می­گردد، قیمت­های منفی می­باشد. ذخیره­سازها در زمانی که قیمت برق منفی است، انرژی الکتریکی را در خود ذخیره کرده و در مواقع نیاز به شبکه برق می­دهند. این منابع با این کار باعث افزایش رفاه اجتماعی نیز می­گردند.

راهکارهای موجود جهت کاهش ریسک سرمایه‌گذاری در چنین محیط رقابتی

تجارب استفاده از هاب انرژی پیشنهادی در کشور اسپانیا نشان می­دهد که بهره­برداری از هاب انرژی پیشنهادی مشابه منابع سنتی در بحث برنامه­ریزی^[12] و تعادل^[13]، تهدیدی برای توسعه این منابع محسوب نمی­گردد، بلکه این برنامه­ها می­توانند بهترین محرک برای بهبود پیش­بینی هاب انرژی پیشنهادی، کاهش نیازمندی­ها جهت تعادل بازار و کاهش هزینه اختصاص یافته برای انجام این کار باشند [31].

حمایت از هاب انرژی پیشنهادی از طریق در نظر گرفتن تقدم برای دیسپاچ آن­ها در بازار و همچنین اختصاص تضمینی شبکه انتقال، این منابع را از الزامات بهره­برداری و تعادل معاف نمی­کند؛ وگرنه به‌کارگیری کامل هاب انرژی پیشنهادی در بازار و رقابت با انواع دیگر منابع تولید رخ نخواهد داد. برای توسعه هاب انرژی پیشنهادی باید یک سری طرح­های تشویقی در نظر گرفته شود.

این کار (حمایت هاب انرژی پیشنهادی) از طریق قوانین شبکه و بازار (از قبیل قوانین مدیریت تراکم) شدنی نیست، زیرا این روش­ها می­توانند منجر به نتایج نامناسب و بدتر شدن شرایط بازار گردد. بهترین کار برای استفاده از هاب انرژی پیشنهادی، تعیین کردن مقدار مطمئن هاب انرژی پیشنهادی برای شرکت آن­ها در بازار می­باشد.

با بحث­هایی که در قسمت­های قبل صورت گرفت تأثیر هاب انرژی پیشنهادی بر بازار برق مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به هزینه بالای هاب انرژی پیشنهادی و همچنین عدم قطعیت‌های موجود در تولید این منابع و تولید تصادفی آن­ها در نظر گرفتن سیاست­های فنی و اقتصادی در بحث برنامه­ریزی سرمایه­گذاری امری ضروری می­باشد. امروزه بیشتر بازارها فقط شامل بازار انرژی هستند. بعضی از آن­ها با در نظر گرفتن بازار خدمات جانبی (رزرو) کامل­تر شده­اند.

در حالت کامل­تر شده بازار علاوه بر بازارهای فوق، تشویقی ظرفیت نیز در نظر گرفته می­شود. در بازارهایی که فقط بحث بازار انرژی مطرح است، سرمایه­گذارانی که درزمینهٔ تولید و بخصوص تولید در زمان­های پیک سرمایه­گذاری کرده­اند، در صورتی می­توانند از میزان سرمایه­گذاری خود بهره­برداری بهتری داشته باشند که پیش­بینی­های بهتری از وضعیت بازار داشته باشند. پیش­بینی این شرایط به دلیل تغییرات بار، تغییرات تولید، خرابی نیروگاه­ها و دیگر رخدادهای دارای عدم قطعیت بسیار مشکل است.

به‌عنوان مثال، نیروگاه­های سیکل ترکیبی CCGT به‌طور تقریبی به قیمت بازار 10 یورو بر مگاوات ساعت نیاز دارند تا اینکه هزینه­های ثابت خود را باوجود 5000 ساعت کار در هرسال پوشش دهند. با گسترش و رشد هاب انرژی پیشنهادی، ساعات کار این نیروگاه­ها بالطبع کاهش می­یابد. این ساعت کار حدوداً به 2500 ساعت و یا حتی کمتر هم خواهد رسید؛ بنابراین در ساعات پیک، حدود 10 یورو بر مگاوات ساعت اضافه‌تر از قیمت بازار به این نیروگاه­ها پرداخت شود؛ در غیر این صورت، این نیروگاه­ها دوامی نخواهند آورد [31].

درصورتی‌که درآمد حاصل شده در بازار انرژی نتواند هزینه­های مربوط به سرمایه­گذاری موجود و یا بقای ظرفیت­های موجود را تأمین کند، باید به فکر مکانیزم جدید بود. این مکانیزم­ها شامل دو نوع مکانیزم قیمت­گذاری می­باشد. نوع اول درآمد شامل پرداخت در قبال انرژی و برحسب واحد پول بر مگاوات ساعت می­باشد. درآمد دوم در قبال ظرفیت و برحسب واحد پول بر مگاوات می­باشد. این مکانیزم باعث می­شود که عملکرد بازار اولیه انرژی مختل نشود و پشتیبانی برای توسعه نیروگاه­ها نیز از طریق پرداخت ظرفیت تأمین شود.

علاوه بر این، وجود مکانیزم پرداخت ظرفیت ممکن است که جهش­های قیمت را کمتر کند. جهش­های قیمت یک مسئله نگران‌کننده برای دولت­ها و سرمایه­گذاران می­باشند. مدل­های مختلف دیگری از تشویق ظرفیت نیز می­تواند در نظر گرفته شود. نکته بسیار مهمی که باید در نظر گرفته شود این است که تحلیل دقیقی برای ارزیابی اینکه در چه مواردی، در چه شرایطی و چه مقیاس جغرافیایی اجرای این مدل­ها به­صرفه خواهد بود. این مسئله بخصوص در بازارهایی که سیستم­های الکتریکی تشکیل حلقه می­دهند و ارتباطات بین شبکه­ها زیاد است، کاربردی­تر است. بر اساس گزارش­ها و مطالعاتي كه تاكنون صورت گرفته است، سیاست‌های حمایتی بهره­برداری از هاب انرژی پیشنهادی را می­توان به چهار دسته کلی تقسیم­بندی کرد. در ادامه در مورد هر يك از سياست­هاي به­صورت خلاصه و جامع بحث گرديده است.