اجرای پاسخ بار پیک بحرانی محلی بر روی شبکه برق و گاز با هدف کاهش هزینه و تراکم (مقاله علمی وزارت علوم)
درجه علمی: نشریه علمی (وزارت علوم)
آرشیو
چکیده
با رشد نامتوازن مصرف و به تبع آن رشد قیمت انرژی و تراکم خطوط شبکه در ساعات پیک، بهره برداران شبکه به اجرای پاسخ تقاضا به عنوان یک روش مؤثر برای کاهش هزینه و تراکم خطوط شبکه گرایش پیدا نموده اند. از سویی دیگر با افزایش توجه به مسائل آلودگی محیط زیستی، نفوذ نیروگاه های تجدیدپذیر برای تأمین برق افزایش یافته است. اما به دلیل عدم قطعیت در تولید نیروگاه های تجدیدپذیر همچون نیروگاه های بادی و خورشیدی و نیز راه اندازی سریع نیروگاه های گازی برای جبران کمبود تولید احتمالی نیروگاه های تجدیدپذیر، لزوم بهره برداری همزمان شبکه برق و گاز طبیعی را ایجاد می کند. مدل سازی و اجرای بهینه برنامه های پاسخ تقاضا متناسب با میزان تقاضا انرژی مصرف کنندگان یکی از چالش های اصلی بهره برداران شبکه برق و گاز طبیعی است. در این مقاله اثرات اجرای پاسخ بار پیک بحرانی در شبکه برق و گاز در بهره برداری همزمان شبکه یکپارچه با استفاده از مدل های خطی و غیرخطی پاسخ تقاضا از منظر هزینه و تراکم خطوط و میزان ریسک، مورد بررسی و مقایسه قرار گرفته شده است. همچنین برای اثرگذاری بیشتر پاسخ بار بر کاهش تراکم خطوط برق ولوله های گاز، اجرای پاسخ بار پیک بحرانی به صورت محلی اجرا شده است. هزینه بهینه هر باس بر اساس ضریب انتقال توان، قابلیت انتقال در دسترس و با استفاده از ترکیب همزمان پاسخ بار محلی و پخش بار اقتصادی شبکه یکپارچه به طور بهینه معین شده است. مدل ترکیبی پیشنهادی بر روی یک سیستم برقی ۲۴ باسه و شبکه گاز ۱۵ گره ای اعمال شده است تا بهترین و قابل اطمینان ترین سناریو انتخاب شود.Impact of local critical peak price on the Operation of Electricity and Gas Systems
Due to the uneven growth of demand during peak hours, network operators are willing to implement demand responses to reduce costs and manage congestion. On the other hand, increasing attention to climate change has increased the penetration of renewable energy sources (RES) in the electricity network. Due to the intermittency of RESs, gas-fired power plants could play a major role in backing up the RESs in order to maintain the supply-demand balance. As a result, the interaction between electricity and gas systems is significantly increasing. In this context, modeling and optimal implementation of demand response programs in proportion to the demand is one of the main challenges for power and gas system operators. In this paper, the effects of optimal implementation of local critical peak price (LCPP) in electricity and gas systems using linear and non-linear economic models (power, exponential and logarithmic) for LCPP in terms of cost and line congestion and risk of unserved demand are investigated. To reduce efficiently congestion of transmission lines as well as gas pipelines, CPP has been implemented locally. Reliable modeling for load estimation could be effective in selecting the most appropriate load response model for estimating the load curve with the least error. Optimal prices at critical times for each bus/node are determined based on power distribution coefficient, gas transmission distribution coefficient, available electricity/gas transmission capability, and the combination of unit commitment with local demand response during integrated operation of gas and electricity systems. According to the results, implementing the LCPP in electricity and gas systems (compared with the implementation of LCPP in electricity system only) reduces the total cost by 3%, the congestion of electricity transmission lines by 1%, and the standard deviation of the gas pipes linepacks by 1%. The proposed hybrid model is applied on a 24-bus IEEE electricity network and a 15-bus gas network to quantify the role and value of different LCPP models.
Demand response modeling , Integrated gas and electricity systems operation , Congestion management , Local critical peak price ,
تبلیغات
