مقایسه راهبردهای تنظیم شناختی هیجان، سبک های دلبستگی، ابراز وجود و منبع کنترل در دختران فراری و عادی
 

اساتید راهنما:
 

دکتر نادر حاجلو – دکتر محمد نریمانی

 

فهرست مطالب:

مقدمه2
بیان مساله.2
اهمیت و ضرورت پژوهش6
فرضیه های پژوهش.7
اهداف پژوهش7
متغیر های پژوهش.8
تعاریف نظری متغیرها.9
تعاریف عملیاتی متغیرها.10
 
فصل دوم: پیشینه نظری و پژوهشی
2-1- مبانی نظری.12
2-2- فرار ازمنزل.12
2-2-1-مفهوم شناسی و نوع شناسی فرار از منزل.12
2-2-2-علت فرار از خانه13
2-2-3-گستره فرار از خانه14
2-3-تنظیم هیجان15
2-3-1-مبانی تنظیم هیجان.15
2-3-2-تعریف تنظیم هیجان15
2-3-3-تنظیم شناختی هیجان.17
2-3-4-ابعاد تنظیم شناختی هیجان.18
2-3-5-مدل های تنظیم هیجان18
2-3-6-فرایند تنظیم هیجان.20
2-4-دلبستگی21
2-4-1-تعریف دلبستگی.22
2-4-2-پیدایش دلبستگی در کودک25
2-4-3-انواع دلبستگی25
2-4-4-مراحل ایجاد دلبستگی.27
2-4-5-دلبستگی و رشد بعدی.28
2-4-6-دلبستگی بزرگسالان28
2-4-6-1-تعریف دلبستگی بزرگسالان.29
2-4-6-2-الگوی چهارگانه دلبستگی بزرگسالان29
2-4-7-نظریه های دلبستگی30
2-4-7-1-نظریه کردارشناختی بالبی.31
2-4-7-2-نظریه روان تحلیل گری.33
2-4-7-3-نظریه اریکسون.34
2-4-7-4-نظریه ارتباط موضوعی35
2-4-7-5-نظریه رفتارگرایی.36
2-4-7-6-نظریه شناختی.37
2-4-8-دلبستگی و مشکلات رفتاری – هیجانی دوره نوجوانی37
2-5-ابراز وجود38
2-5-1-تعریف ابراز وجود.38
2-5-2-انواع ابراز وجود.39
2-6-منبع کنترل.39
2-6-1-تعریف منبع کنترل.40
2-6-2-تفاوتهای رفتاری41
2-6-3-تفاوت ها در سلامت جسمانی41
2-7-پیشینه های تحقیق.42
 
فصل سوم: مواد و روش پژوهش
3-1-روش تحقیق.52
3-2-جامعه آماری، نمونه آماری و روش نمونه گیری52
3-3-ابزار سنجش52
3-4-روش اجرا54
3-5-روش تجزیه و تحلیل آماری.55
فصل چهارم: نتایج و یافته های پژوهش
4-1-مقدمه57
4-2-اطلاعات جمعیت شناختی.57
4-3-یافته های توصیفی.60
4-4-یافته های استنباطی62
 
فصل پنجم: بحث و نتیجه گیری
5-1-بحث و نتیجه گیری69
5-2-محدودیت ها.73
5-3-پیشنهادات.73
فهرست منابع و مآخذ74
فهرست جدول­ها

جدول4-1:توزیع فراوانی و درصد میزان تحصیلات آزمودنی های دو گروه دختران فراری و عادی57
جدول4-2:توزیع فراوانی و درصد آزمودنی های دختران فراری بر اساس تعداد فرار58
جدول4-3:توزیع فراوانی و درصد میزان تحصیلات مادران آزمودنی های دو گروه دختران فراری وعادی.58
جدول4-4:توزیع فراروانی و درصد میزان تحصیلات پدران آزمودنی های دو گروه دختران فراری و عادی59
جدول4-5:نتایج فراوانی و درصد وضعیت شغلی پدران آزمودنی های دو گروه دختران فراری و عادی.59
جدول4-6:نتایج فراوانی و درصد وضعیت شغلی مادران آزمودنی های دو گروه دختران فراری و عادی.60
جدول4-7:توزیع میانگین، حداقل و حداکثر وضعیت سنی دو گروه دختران فراری و عادی.60
جدول4-8:میانگین، انحراف معیار، حداقل و حداکثر نمرات متغیرهادرآزمودنی های دو گروه دختران فراری و عادی61
جدول4-9:نتایج مربوط به آزمون باکس برای متغیر راهبردهای تنظیم شناختی هیجان62
جدول4-10:نتایج آزمون معناداری تحلیل واریانس چند متغیری روی نمرات راهبردهای تنظیم شناختی هیجان در دختران فراری و عادی.62
جدول4-11:نتایج آزمون لوین بر روی نمرات راهبردهای تنظیم شناختی هیجان در دختران فراری و عادی.63
جدول4-12:نتایج تحلیل واریانس چند متغیری روی میانگین مولفه های راهبردهای تنظیم شناختی هیجان در دختران فراری و عادی64
جدول4-13:نتایج مربوط به آزمون باکس برای متغیر سبک های دلبستگی65
جدول4-14:نتایج آزمون معناداری تحلیل واریانس چند متغیری روی نمرات سبک های دلبستگی و مولفه های آن در دختران فراری و عادی65
جدول4-15:نتایج آزمون لوین بر روی نمرات ابراز وجود در دو گروه دختران فراری و عادی66
جدول4-16:نتایج آزمون t مستقل نمرات ابراز وجود در دو گروه دختران فراری و عادی66
جدول4-17:توزیع فراوانی منبع کنترل در دو گروه دختران فراری و عادی67

 

چکیده
کنترل هماهنگ مزرعه بادی بزرگ و STATCOM به وسیله­ی کنترل کننده پیشبین برای بهبود قابلیت LVRT
نگارش:
سیاوش بهشت‌آیین
 
در این پایان‌نامه از STATCOM برای بهبود قابلیت عبور از ولتاژ کم (LVRT) توربین بادی استفاده‌شده است. برای کنترل STATCOM از سه قسمت مجزا و پیوسته استفاده‌شده است.
قسمت اول وظیفه تشخیص و شناسایی اندازه و زاویه ولتاژ را بر عهده دارد. با توجه به اینکه در طول مدت خطا ولتاژ علاوه بر توالی مثبت توالی منفی نیز پیدا می‌کند، بنابراین در این شرایط از روشی موسوم به قاب مرجع دوتایی مجزای سنکرون بهینه‌شده ( (ODDSRF استفاده‌شده است، که این روش بر مبنای DDSRF است اما پارامترهای فیلتر پایین­گذر آن به وسیله‌ی الگوریتم بهینه‌سازی تجمع ذرات فازی تطبیقی (AFPSO) بهینه‌شده­ است.
قسمت دوم کنترل منطق فازی (FLC) با توجه به اندازه ولتاژ، توان راکتیو مرجع مورد نیاز کنترل پیش بین توان مستقیم (P-DPC) فراهم می‌شود. همچنین مقدار دقیق توان راکتیو مرجع به وسیله بهینه‌سازی پارامترهای توابع عضویت FLC به وسیله‌ی روش AFPSOبدست آمده است.
قسمت سوم کلید زنی جبران ساز استاتیک سنکرون (STATCOM)بر اساس روش P-DPC صورت می پذیرد. . این کنترل­ کننده با توجه به زاویه ولتاژ ، مقدار توان‌های راکتیو و اکتیو اعمالی و مقدار توان‌های راکتیو و اکتیو مرجع، سه بردار ولتاژ به همراه زمان اعمال آن‌ها را تعیین می‌کند.
نتایج شبیه‌سازی کنترل STATCOM به وسیله‌ی ساختار فوق نشان می‌دهد که علاوه بر بهبود ولتاژ در زمان خطا در لحظه­ی راه‌اندازی توربین بادی نیز زمان نشست کم می‌شود. همچنین با توجه به کد شبکه­ی Nordic بهبود ولتاژ به وسیله STATCOM مانع از انفصال توربین بادی از شبکه می‌شود.
 
واژه‌های کلیدی:کنترل‌کننده پیش بین توان مستقیم، کنترل فازی، حلقه بسته فاز ، قابلیت عبور از ولتاژ کم،STATCOM ، بهینه سازی
 
فهرست مطالب

فصل اول: مقدمه 1
1-1- ضرورت احتیاج به تحقیق 2
1-2- هدف تحقیق و اهمیت آن 3
1-3- بخش‌های پایان‌نامه 3

فصل دوم: مروری بر تحقیقات انجام‌شده 5
2-1- مقدمه 6
2-2- مروری بر ادبیات موضوع 6

فصل سوم: توربین بادی و کدهای شبکه 9
3-1- مقدمه 10
3-2- توربین بادی 10
3-2-1- توربین‌های بادی سرعت ثابت 12
3-2-2- توربین بادی سرعت متغیر محدودشده 13
3-2-3- توربین سرعت متغیر با ژنراتور القایی دو سویه 14
3-2-4- توربین بادی سرعت متغیر با مبدل تمام سطح 14
3-3- جریان خطای توربین بادی 15
3-3-1- جریان اتصال کوتاه در توربین بادی سرعت ثابت 15
3-3-2- جریان اتصال کوتاه در توربین بادی سرعت متغیر محدودشده 16
3-3-3- جریان اتصال کوتاه در توربین سرعت متغیر با ژنراتور القایی دو سو تغذیه 16
3-3-4- جریان اتصال کوتاه در توربین بادی سرعت متغیر با مبدل تمام سطح 17
3-4- کد شبکه 18
3-4-1- معیار توان اکتیو و راکتیو 19
3-4-2- معیار فرکانس 21
3-4-3- معیار ولتاژ 22
3-5- راه‌حل‌های عبور از ولتاژ کم 24

فصل چهارم: کنترل پیش بین توان مستقیم STATCOM 26
4-1- مقدمه 27
4-2- حلقه بسته فاز 28
4-2-1- روش قاب مرجع سنکرون تحت شرایط عدم تعادل 29
4-2-2- بررسی روش قاب مرجع در شرایط عدم تعادل 30
4-2-3- قاب مرجع دوتایی مجزا سنکرون 33
4-2-4- روش قاب مرجع دوتایی سنکرون بهینه شده 38
4-3- منطق فازی 42
4-3-1- مفاهیم و اصطلاحات 42
4-3-2- توابع عضویت 43
4-3-3- متغیر زبانی 45
4-3-4- سیستم استنتاجی 46
4-3-5- غیر فازی ساز 47
4-3-6- تنظیم کردن پارامترهای کنترل فازی 49
4-4- بهینه‌سازی فازی تطبیقی گروه تجمع ذرات 50
4-4-1- مقدمه 50
4-4-2- الگوریتم بهینه‌سازی گروه ذرات 50
4-4-3- الگوریتم بهینه‌سازی فازی تطبیقی تجمع ذرات 52
4-5- معرفی STATCOM 55
4-5-1- مشخصه ولتاژ-جریان 56
4-5-2- مدل حالت دائم STATCOM 57
4-6- منابع ذخیره انرژی 60
4-6-1- باتری 61
4-6-2- چرخ طیار 61
4-6-3- ابررسانا 62
4-7- کنترل پیش بین 62
4-7-2- کنترل پیش بین در مبدل قدرت و درایو 64
4-7-3- چرا کنترل پیش بین برای الکترونیک قدرت مناسب است؟ 66
4-7-4- کنترل پیش بین برای مبدل سه فاز 68
4-7-5- رفتار دینامیکی مبدل DC-ACبه شبکه 69
4-7-6- کنترل پیش بین مبدل DC-AC بر اساس روش 3+3 74

فصل پنجم: نتایج شبیه‌سازی 78
5-1- مقدمه 79
5-2- شبکه مورد مطالعه 79
5-3- شناسایی اندازه و زاویه ولتاژ در شرایط خطا به وسیله‌ی ODDSRF-PLL 80
5-4- ایجاد مرجع توان راکتیو توسط کنترل فازی 81
5-5- بهبود ولتاژ باس توربین بادی توسط P-DPC نوع 3+3 84

فصل ششم: جمع‌بندی و پیشنهادها 88
6-1- مقدمه 89
6-2- راهکارهای پیشنهادی ادامه‌ی کار بهتر 89

مراجع 91
 
 
فهرست شکل‌ها
شکل 3-1 شماتیک توربین بادی سرعت ثابت 12
شکل 3-2 شماتیک توربین بادی سرعت متغیر با ژنرانور سیم‌پیچی شده 13
شکل 3-3 شماتیک توربین بادی سرعت متغیر با DFIG 14
شکل 3-4 شماتیک کلی توربین بادی سرعت متغیر با مبدل تمام سطح 15
شکل 3-5 ضریب توان برای توان‌های بالاتر از 100 مگاوات در کد شبکه آلمان 20
شکل 3-6 شرایط کاری توربین بادی با توجه به اندازه فرکانس در کدهای مختلف شبکه 22
شکل 3-7 مقایسه معیار ولتاژ برای توربین بادی در سه کد آلمان ،دانمارک و سوئد 23
شکل 4-1 شماتیک SRF 29
شکل 4-2 توالی مثبت و منفی ولتاژ در حالت عدم تعادل ولتاژ 34
شکل 4-3 سلول جداکننده 37
شکل 4-4 شماتیک کلی DDSRF 37
شکل 4-5 شماتیک ODDSRF-PLL 38
شکل 4-6 مقدار مولفه d و q اندازهگیری شده بوسیلهی روش ODDSRF-PLL برای پرش فاز40 درجه. 39
شکل 4-7 مقایسه ولتاژ اندازهگیری شده بوسیلهی ODDSRF-PLL و PLLاستفاده شده در MATLAB برای حالت اول. 39
شکل 4-8 مقدار مولفه d و q اندازهگیری شده بوسیلهی روش ODDSRF-PLL برای خطای دو فاز به زمین. 40
شکل 4-9 مقایسه ولتاژ اندازهگیری شده بوسیلهی ODDSRF-PLL و PLLاستفاده شده در MATLAB برای حالت دوم. 40
شکل 4-10 مقدار مولفه d و q اندازهگیری شده بوسیلهی روش ODDSRF-PLL برای خطای سه فاز به زمین. 41
شکل 4-11 مقایسه ولتاژ اندازهگیری شده بوسیلهی ODDSRF-PLL و PLLاستفاده شده در MATLAB برای حالت سوم. 41
شکل 4-12 دسته بندی توابع عضویت 43
شکل 4-13 اجزای سیستم فازی 46
شکل 4-14 کلاسه بندی غیر فازی ساز 47
شکل 4-15 اساس کار الگوریتم PSO 51
شکل 4-16 توابع عضویت برای NBF ، NBU ، ، و 53
شکل 4-17 فلوچارت AFPSO 54
شکل 4-18 مشخصه ولتاژ-جریان STATCOM 56
شکل 4-19 شماتیک STATCOM به همراه قابلیت در تولید یا تزریق توان اکتیو راکتیو 57
شکل 4-20 شماتیک STATCOM به همراه بردارهای ولتاژ خروجی STATCOM و شبکه 58
شکل 4-21 انواع کنترل‌کننده‌ها برای مبدل 65
شکل 4-22 قابلیت‌های کنترل پیش بین 67
شکل 4-23 انواع مختلف کنترل پیش بین 69
شکل 4-24 شماتیک مبدل DC-AC 70
شکل 4-25 شمای ساده‌شده‌ی مبدل DC-AC 70
شکل 4-26 بردارهای 8 گانه مدولاسیون SVM 73
شکل 4-27 تغییرات توان اکتیو راکتیو به وسیله‌ی اعمال بردارهای 8 گانه ولتاژ 76
شکل 4-28 نحوه‌ی اعمال بردارهای سه گانه انتخاب‌شده برای کنترل P-DPC 77
شکل 5-1 شماتیک شبکه شبیه‌سازی شده 79
شکل 5-2 کمینه شدن تابع هزینه ITAE 81
شکل 5-3 اندازه ولتاژ مؤلفه‌های d و q پس از بهینه‌سازی ODDSRF 81
شکل 5-4 نحوه‌ی اتصال ODDSRF-PLL ،FLC و P-DPC به یکدیگر 83
شکل 5-5 الف) توان راکتیو تولیدشده با توجه به خطا و تغییرات خطای ولتاژ ب)میزان توان راکتیو مرجع بدست آمده 83
شکل 5-6 پروفیل ولتاژ باس توربین بادی قبل و پس از اعمال STATCOM 85
شکل 5-7 مدت زمان تحمل ولتاژ های توربین بادی بر حسب ولتاژ بر اساس Nordic grid code 86
شکل 5-8 الگوریتم کلی برای بهینه کردن عملکرد کنترل پیش بین 87
 
فهرست جدول‌ها
جدول 3-1 مقایسه مزایا و معایب توربین بادی سرعت ثابت و متغیر 11
جدول 3-2 مقایسه ضریب توان توربین بادی در کدهای شبکه 19
جدول 5-1 قواعد فازی برای ضریب یادگیری 53
جدول 5-2 قواعد فازی برای ضریب یادگیری 53
جدول 5-3 قواعد فازی برای 54
جدول 6-1 نمونه‌هایی از کاربردهای کنترل پیش بین 63
جدول 6-2 اندازه بردارهای ولتاژ 8 گانه بر روی محورهای قاب ساکن 73
جدول 6-3 بردارهای انتخاب‌شده برای اعمال آن به کنترل پیش بین توان مستقیم 76
جدول 7-1 پارامترهای ثابت شبکه 80
جدول 7-2 قواعد فازی برای تولید توان راکتیو مرجع به وسیله‌ی خطا و تغییرات خطای ولتاژ 83
جدول 7-3 مقایسه‌ی ولتاژ باس توربین بادی قبل و بعد اعمال STATCOM 85
 

فهرست کلمات اختصاری
 
AFPSO            Adaptive Fuzzy Particle Swarm Optimization
BF                    Best Fitness
DDSRF            Double Decouple Synchronous Reference Frame
DFIG               Doubly Fed Induction Generator
DG                   Distributed Generation
DPC               Direct Power Control
DVR                Dynamic Voltage Restorer
FACTS            Flexible AC Transmission Systems
FLC                 Fuzzy Logic Controller
FOM                First Of Maximum
FRT                 Fault Ride Through
IGBT             Insulated Gate Bipolar Transistor
ISC                  Instantaneous Symmetrical Components
GTO               Gate Turn-Off
LOM                Last Of Maximum
LVRT              Low Voltage Ride Through
ODDSRF         Optimized Double Decouple Synchronous Reference Frame
PDPC               Predictive Direct Power Control
PLL                 Phase Locked Loop
PSO                 Particle Swarm Optimizatiom
RSC                 Rotor Side Converter
SOA                 Center Of Average
SRF                 Synchronous Reference Fram
STATCOM      Static Synchronous Compensator
SVC                 Static Var Compensator
SVM             Space Vector Modulation
TSR                 Tip Speed Ratio
UF                   Unchanged Fitness
VOC             Voltage Oriented Control
VSC                 Voltage Source Converter

 

بار هزینه راه اندازی و نصب نیاز داشته و انرژی رایگان، با هزینه اندک تعمیرات و نگه داری به شبکه تا مدت طولانی تحویل می دهد. مشکل عمده نیروگاه های توان بالای متصل به شبکه قدرت، وابستگی توان تولیدی شبکه به شرایط آب و هوایی می باشد که رفع این مشکل با کنترل فرکانس شبکه با روش های هوشمند و استفاده از تجهیزات با سرعت بالا و همچنین استفاده از نیروگاه ذخیره انرژی به صورت کاملا بهینه انجام پذیر می باشد .در اینجا سعی بر طراحی یک سیستم کنترلی هوشمند برای کنترل فرکانس یک شبکه الکتریکی قدرت، تشکیل یافته از تولید هیبرید خورشید، گاز و ذخیره ساز باتری، می باشد. این سیستم کنترلی هوشمند به صورت خودکار ضرایب کنترلی را برای نیروگاه گازی و باتری محاسبه می نماید. در این روش برای تعیین مقادیر ضرایب کنترل کننده فازی از روش الگوریتم پرندگان استفاده شده که موجب بهینه سازی هر چه بهتر معیار خطا برای به دست آوردن ضرایب کنترل کننده فازی شده است. مدل سیستم کنترل فازی در متلب دارای انعطاف در شبیه سازی محیط سیمولینک نمی باشد و در حین انجام سیولینک شبکه نمی تواند، مقادیر رنج های ورودی و خروجی فازی را تغییر دهد. در این پایان نامه تمام کد های فازی و توابع عضویت در محیط متلب نوشته شده است و با توابع دیگر به سیستم شبکه قدرت سیمولینک اتصال پیدا کرده و نتایج را در حافظه می تواند ذخیره داشته باشد. تمام اجزا نیروگاه خورشیدی به طور کامل شبیه سازی شده از مدل کردن یک سلول تا پنل خورشیدی و اتصال چندین هزار پنل به یکدیگر تست شده و مدار ردیاب حداکثر توان نیروگاه خورشیدی شبیه سازی شده و تعیین مقدار سلف و خازن آن با شبیه سازی تعیین گشته شده است و تعداد سوییچینگ مبدل بوست سیستم با الگوریتم ردیابی و مشاهده[1] استفاده شده است. به منظور بررسی، ابتدا شبکه قدرت به صورت بلوک کنترلی لاپلاس مدل شده و بار را تغییر می دهیم. همان طور که نتایج را مشاهده می کنیم در صورت استفاده کنترل فازی بهبود یافته با الگوریتم پرندگان زمان نشست نسبت به کنترلر معمول و نسبت به کنترلر انتگرالگیر ساده بهبود یافته است. پیک حداکثر خطای فرکانس در صورت استفاده کنترل فازی بهبود یافته با الگوریتم پرندگان نسبت به کنترلر معمول و نسبت به کنترلر انتگرالگیر ساده نیز بهبود یافته است. سپس اجزاء دینامیکی به طور کامل مدل شده در شبیه سازی، کارایی استراتژی پیشنهادی را مشاهده کرده و با روش های دیگر مقایسه می نماییم. نتایج حاصل از شبیه سازی بیانگر رفتار دقیق شبکه قدرت می باشد در نتیجه امکان ناپایداری در سیستم وجود داشته با این حال الگوریتم هوشمند جواب های مقدار کنترل قازی را محاسبه کرده و نتایج نشان دهنده کارایی بالای روش پیشنهادی می باشند.



فصل اول 1
مقدمه و کلیات تحقیق 1
1-1 مقدمه 2
1-1-1 مشخصات نیروگاه خورشیدی: 2
1-1-2 مزایای استفاده از نیروگاه خورشیدی: 3
1-1-2-1 مطالعات در ایران: 3
1-1-2-2 تولید برق بدون نیاز به انرژی های دیگر: 3
1-1-2-3 عدم احتیاج به آب زیاد : 3
1-1-2-4 عدم آلودگی محیط زیست 3
1-1-2-5 امکان تامین شبکه های کوچک و ناحیه ای: 4
1-1-2-6 استهلاک کم و عمر زیاد: 4
1-1-2-7 عدم احتیاج به متخصص 4
1-1-3 مشکلات نیروگاه خورشیدی متصل به شبکه: 4
1-1-4 کنترل فرکانس شبکه: 5
1-1-5 اهداف کنترل فرکانس شبکه قدرت: 5
1-1-6 شبیه سازی شبکه قدرت برای کنترل فرکانس شبکه متصل به نیروگاه خوشیدی: 6
1-1-7 لزوم استفاده نیروگاه ذخیره انرژی در شبکه: 7
1-1-8 روش کنترلی هوشمند استفاده شده و معیار اندازه گیری انحراف فرکانس: 7
1-1-9 مزیت روش پیشنهادی 7
1-1-10آنچه پیشرو داریم: 8
فصل دوم 9
ادبیات موضوع 9
مقدمه: 10
2-1 کنترل فرکانس از دیدگاه کنترلی 10
2-1-1 کنترل کننده PI. 10
2-1-2روش دو درجه ی آزادی در کنترل داخلی :. 11
2-2روش های کنترل هوشمند 12
2-2-1الگوریتم ژنتیک 12
2-2-2 الگوریتم جستجوی گرانشی 14
2-2-3 بهینه سازی گروهی پرندگان :. 15
2-2-4 شبکه عصبی مصنوعی :. 16
2-2-5کنترل منطق فازی 19
2-2-5-1خود سازماندهی کنترل فازی 24
2-2-5-2الگوریتم ژنتیک در مدل فازی برای کنترل بار فرکانس 24
2-3روش کنترل با منطق فازی: 27
2-4سیستم کنترل فرکانس: 31
2-5 مدل ذخیره انرژی : 32
2-6 مدل اینورتر برای تولید DC/AC 34
فصل سوم 35
روش تحقیق 35
3-1 مقدمه: 36
3-2مدل فازی: 36
3-2-1:قسمت های مختلف یک سیستم فازی 36
3-2-2مدل کنترلر ترکیب فازی با PI: 39
3-3 الگوریتم بهینه سازی گروه پرندگان: 40
3-4 کاربردی ازPSO در ریاضیات: 41
3-5 تشریح عملکرد پیدا کردن ضرایب کنترلر فازی و کنترلر PI و بهبود کارایی: 43
فصل چهارم 48
محاسبات و 48
یافته های تحقیق 48
4-1مقدمه 49
4-2-1 مدل شبیه سازی شده به صورت بلوک کنترلی با توابع لاپلاس: 49
4-2-2 مدل شبیه سازی شده کامل شبکه قدرت: 50
4-3 پنل خورشیدی: 51
4-4 مشخصه های پانل فتوولتائیک: 51
4-5 مدل و مشخصات سیستم فتوولتاییک: 52
4-6مدل ردیابی حداکثر توان 54
4-7 مدار داخلی مبدل بوست شبیه سازی شده در متلب : 58
4-8 الگوریتمMPPT: 59
4-8-1روش کنترل P&O: 59
4-8-2 روش هدایت افزایشی: 59
4-8-3دنبال کننده حداکثر توان(MPPT): 60
4-8-4 الگوریتمMPPT شبیه سازی شده در متلب : 61
4-9 مدل اینورتر: 62
4-10 مدل اینورتر شبیه سازی شده در متلب : 63
4-11 مدل واحد: 65
4-12مدل کردن نیروگاه گازی: 65
4-13 مدل بار: 66
4-14 مدل موتور محرک: 66
4-15مدل گاورنر: 66
4-16مدل خط ارتباطی: 68
4-17مدل ذخیره ساز انرژی : 68
4-18 مقایسه PI-FUZZYدر مدل بلوکی بدون باتری: 69
4-19 مقایسه کنترلرها در حضور تمام تجهیزات در مدل بلوکی: 70
حال مدل فازی را در شرایط گوناگون بررسی می کنیم : 71
4-20-1بدون حضور خورشید و باتری: 71
4-20-2 با حضور باتری : 72
4-20-3 نتایج با حضور نیروگاه خورشید و باتری : 75
فصل پنجم 80
نتیجه گیری و پیشنهادات 80
5-1 نتیجه گیری : 81
5-2 پیشنهادات: 82




فهرست اشکال، نمودارها و جداول

شکل 2-1 ساختارTDF-IMC12
شکل 2-2 مدل کردن برای الگوریتم ژنتیک.14
شکل 2-3 کنترلر سیستم قدرت تک منطقه ای. 15
شکل 2-4 عملکرد بهینه سازی pso16
شکل 2-5 یک لایه شبکه عصبی.18
شکل2-6 نمای پایه یک شبکه فازی19
شکل 2-7 سیستم تولید قدرت منطق فازی پایه مرکزی.21
شکل2-8 توابع عضویت کنترل فازی22
شکل2-9 مدل فازی برای مرجع23
شکل2-10معماری کنترل فازی خود سازماندهی شده .24
شکل 2-11 مسیر برای آموزش در طرح الگوریتم ژنتیک25
شکل 2-12 نمودار کلی یک سیستم قدرت دو منطقه27
شکل2- 13ساختار پایه ای از یک سیستم کنترل فازی28
شکل2-14 توابع فازی برای کارکرد مدل MPPT28
شکل 2-15 اتصال دو سیستم دارای MPPT مجزا به یکدیگر30
شکل2-16 شماتیک ساختار سیستم قدرت31
شکل 2-17 مدل یک BES در شبکه قدرت..32
شکل 2-18 اجزاء مدل یک BES به صورت بلوک دیاگرامی.33
شکل 2-19 مدار بایاس از اینورتر منبع ولتاژی.34
شکل 2-20 سوییچ زنی PWM برای یک فاز برای جریان.34
شکل3-1 توابع عضویت سیستم فازی نمونه37
شکل 3-2 مدل PI-FUZZY39
شکل 3-3 مقادیر تصادفی برای ردیابی تابع هدف در الگوریتمPSO.41
شکل 3-4 عملکرد بهینه سازی pso .42
شکل 3-5 توابع عضویت فازی برای یک متغییر ورودی.43
شکل 3-6 نمودار فرکانس با نواحی تشخیص برای کنترل کننده فازی44
شکل 3-7 مقدار دهی به ضرایب فازی ساز45
شکل 3-8 الگوریتم پیشنهادی برای محاسبه ضرایب47
شکل 4-1 سیستم بلوکی مدل لاپلاس 50
شکل4-2 مدل شبیه سازی کامل شبکه.50
شکل 4-3 مدل مداری سلول خورشیدی.51
شکل 4-4 شبیه سازی نیروگاه خورشیدی با مدار بوست و کنترلر مبدل dc/ac با اینورتر و سلف
خطوط در متلب53
شکل 4-5 شبیه سازی سلول خورشیدی و ماژول خورشیدی در متلب53

 

 
 
 
 
 

 

تقدیم به پدر و مادر عزیزم.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
تقدیر و تشکّر :
نگارنده بر خود فرض می‌داند تا بدینوسیله مراتب قدردانی و تشکر خود را از زحمات ارزشمند اساتید گرانقدر راهنما و مشاور جناب آقای دکتر عبدالرضا شیخ الاسلامی و سرکار خانم مهندس رویا احمدی آهنگر و نیز جناب آقای دکتر جواد روحی استاد محترم داور صمیمانه ابراز نماید.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
چکیده
در یک شبکه قدرت هر ناحیه موظّف به تأمین بار درخواستی ناحیه به همراه تضمین کیفیت توان تولیدی است. انحراف بیش از حدّ مجاز از فرکانس نامی شبکه، باعث آسیب رسیدن به تجهیزات، کاهش عملکرد بار‌های شبکه، تحمیل اضافه بار بر خطوط ارتباطی، تحریک ادوات حفاظتی شبکه و نقص عملکرد در تجهیزات الکترونیکی گشته و حتی در شرایطی سبب فروپاشی شبکه می‌گردد. هدف اصلی در کنترل بار فرکانس و در پی بروز هر تغییری در بار، بازگرداندن هرچه سریع تر فرکانس به مقدار نامی و کمینه نمودن دامنه نوسانات فرکانسی است. در کنار آن کاهش تغییرات توان انتقالی خطوط انتقال و بازگردانی سریع آن به محدوده قابل قبول دو هدف عمده کنترل خودکار تولید(AGC)  را تشکیل می‌دهند.
در حال حاضر شبکه قدرت مشمول تغییراتی کلی در بدنه و ساختار خود است. این تغییرات نه به سبب مسائل مربوط به تجدید ساختار یافتن شبکه و برنامه‌ریزی‌های رقابتی است، بلکه به علّت ظهور انواع جدید ادوات تولید توان، تکنولوژی‌های جدید و حجم رو به افزایش منابع انرژی تجدیدپذیر نیز می‌باشد. نیاز فزاینده به انرژی الکتریکی در کنار ذخیره محدود سوخت فسیلی و نگرانی روبه گسترش مشکلات زیست‌محیطی ناشی از مصرف سوخت فسیلی، ضرورت استفاده از منابع انرژی تجدیدپذیر نظیر باد و خورشید و ورود آنها را به شبکه قدرت دوچندان می کند. از طرفی با ظهور منابع انرژی تجدیدپذیر نظیر انرژی باد و خورشید علاقه شدیدی به بررسی تاثیرات استفاده از این منابع در بهره‌برداری و کنترل شبکه قدرت بوجود آمده است. یکپارچگی و پیوستن منابع انرژی تجدیدپذیر به شبکه قدرت فعلی گذشته از منافع اقتصادی که به دنبال دارد، اثرات پررنگی بر کیفیت توان و کنترل فرکانس شبکه باقی می‌گذارد.
افزایش استفاده از منابع انرژی تجدیدپذیر نیاز مبرم به بررسی و انجام مطالعات لازم جهت تعیین تاثیر آنها بر کنترل فرکانس سیستم قدرت را در پی داشته و اهمیّت داشتن برنامه‌های کنترلی مناسب را پر رنگ می کند. در این پایان نامه تأثیر شرکت دادن منابع انرژی تجدیدپذیر در کنترل فرکانس شبکه قدرت چند ناحیه ای با ارائه برنامه های کنترلی جدید مورد مطالعه قرار می‌گیرد.
کلمات کلیدی فارسی: کنترل خودکار تولید، تولید انرژی خورشیدی، تولید انرژی بادی، سیستم ذخیره‌ساز انرژی.
فهرست مطالب
فصل اول: اصول کنترل بار فرکانس سیستم قدرت 1
1-1- مقدمه 2
1-2- ضرورت پایداری فرکانس در شبکه قدرت 3
1-3- ساختار مطالعاتی پایان‌نامه 7
فصل دوم: کنترل خودکار تولید 9
2-1- تعریف مسئله 10
2-2- پیشینه تحقیق 17
2-2-1- وضعیت فعلی استفاده از منابع انرژی تجدیدپذیر 17
2-2-2- نقش تولید خورشیدی در کنترل فرکانس شبکه 19
2-2-3- حضور تولید بادی در کنترل فرکانس 21
2-2-4- استفاده از ذخیره‌سازها 22
2-3- جمع بندی 23
فصل سوم: کنترل فرکانس تولید بادی و خورشیدی 24
3-1- مقدمه 25
3-2- مشارکت تولید بادی ژنراتور القایی دو سو تغذیه در تنظیم فرکانس شبکه 25
3-2-1- کنترل فرکانس توربین بادی سرعت متغیّر 26
3-2-2- مدل توربین بادی 27
3-2-3- مقدارسنجی انرژی چرخشی قابل دسترسی از توربین-ژنراتور 30
3-2-4- کاربرد پشتیبانی موقّت  توان اکتیو DFIG در کنترل فرکانس سیستم قدرت 35
3-2-5- تغییر در تنظیم دروپ واحد‌های تولید بادی توسط DFIG بدون قابلیّت پشتیبانی فرکانس 36
3-2-6- تغییر در ثابت لختی سیستم بدون پشتیبانی فرکانس از طرف تولید بادی 36
3-2-7- تغییر در تنظیم فرکانس و ثابت لختی سیستم در حضور سیستم پشتیبانی فرکانس 36
3-2-8- کنترلر پیشنهادی برای پشتیبانی توان اکتیو از DFIG برای کنترل فرکانس 39
3-3- مشارکت واحد های تولید توان خورشیدی در کنترل فرکانس شبکه 40
3-3-1- مشخّصات پانل‌های خورشیدی و مدلسازی آنها 41
3-3-2- استراتژی کنترلی پیشنهادی برای مزرعه خورشیدی 44
3-3-3- تغییر در تنظیم دروپ واحد‌های تولیدی در حضور تولید خورشیدی با ضریب نفوذ 44
3-3-4- تغییر در ثابت لختی سیستم در حضور تولید خورشیدی 44
3-3-5- مشارکت واحد تولید خورشیدی در تنظیم فرکانس شبکه 45
3-3-6- الگوریتم سطح 2 کنترلی برای کنترل توان اکتیو 46
3-3-7- حالت کنترلی دروپ برای سیستم‌های خورشیدی 47
3-4- استفاده از ذخیره‌ساز‌های انرژی در سیستم قدرت 51
3-4-1- مدل ذخیره‌ساز باتری 51
3-5- الگوریتم بهینه‌سازی نوسان ذرات 53
3-6- شبکه ترکیبی 54
3-7- جمع بندی 55
فصل چهارم: شبیه سازی و ارائه نتایج 57
4-1- مقدمه 58
4-2- حضور DFIG در کنترل فرکانس سیستم قدرت 58
4-3- مشارکت سیستم‌های خورشیدی در کنترل فرکانس سیستم قدرت 67
4-4- مشارکت همزمان تولید بادی DFIG و سیستم‌های خورشیدی در کنترل فرکانس سیستم قدرت 71
4-5- استفاده از ذخیره‌ساز باتری در سیستم قدرت 75
4-6- بهینه‌سازی پاسخ دینامیکی شبکه 76
4-7- جمع بندی 81
فصل پنجم: نتیجه گیری و ارائه پیشنهادهای ممکن 82
5-1- بحث و نتیجه گیری 83
5-2- پیشنهادات 84
ضمائم 85
منابع و مراجع 86
 
 
لیست جداول
جدول 3- 1تغییر در تنظیم دروپ واحد های تولیدی و لختی سیستم برای ضریب نفوذ های متفاوت باد 38
جدول 4- 1سناریو‌های باتری در شبکه و مقدار شایستگی متناسب با ضریب نفوذ منابع و باتری 76
جدول 4- 2 مقادیر بهینه شده توسط الگوریتم PSO 78
جدول  1مشخصات نامی سیستم قدرت مورد مطالعه 85
جدول 2 پارامترهای به کار رفته در الگوریتم PSO 85
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
لیست تصاویر و نمودارها
شکل 2- 1 بلوک دیاگرام مدل توربین ژنراتور 11
شکل 2- 2 مدل ساده شده ی گاورنر 11
شکل 2- 3 مدل ساده شده ی توربین 11
شکل 2- 4 مدل توربین باز گرمکن 12
شکل 2- 5 مدل خطی و ساده شده کنترل فرکانس سیستم قدرت 12
شکل 2- 6 مدل کنترل بار فرکانس سیستم چند ماشینه 13
شکل 2- 7 شماتیک کلی سیستم دو ناحیه ای قدرت 13
شکل 2- 8 مدل خطی سیستم دو ناحیه ای قدرت با حلقه کنترلی تکمیلی 16
شکل 3- 1 بلوک دیاگرام مدل توربین بادی سرعت متغیّر 27
شکل 3- 2 منحنی‌های C_p برای زاویه‌های پره متفاوت 29
شکل 3- 3 توان و سرعت روتور توربین به عنوان تابعی از سرعت باد 29
شکل 3- 4 مدل توربین بادی سرعت متغیّر برای وزش باد با سرعت‌های کم و متوسط (کنترلر زاویه غیر فعّال شده است) 30
شکل 3- 5 توان مکانیکی تأمین شده از طرف DFIG برای سرعت‌های مختلف باد (B=0) 31
شکل 3- 6 مدت زمان تداوم افزایش توان پله ای موقت در خروجی توان الکتریکی توربین بادی برای سرعت‌های کم وزش باد 33
شکل 3- 7 مدت زمان تداوم افزایش توان پله ای موقت در خروجی توان الکتریکی توربین بادی برای سرعت‌های متوسّط وزش باد 34
شکل 3- 8 زاویه شیب پره برای برداشت سطوح مختلف توان اکتیو در سرعت‌های بالای وزش باد 35
شکل 3- 9 کنترلر پیشنهادی برای پشتیبانی فرکانس 40
شکل 3- 10 مدار معادل ماژول خورشیدی 41
شکل 3- 11 ژنراتور خورشیدی متصل به شبکه 42
شکل 3- 12 منحنی V_I ماژول خورشیدی 43
شکل 3- 13 منحنی V_P ماژول خورشیدی 43
شکل 3- 14 ساختار اصلی سیستم کنترلی 45
شکل 3- 15 دیاگرام کنترل دروپ فرکانس 49
شکل 3- 16 کنترل دروپ حالت ماندگار سیستم خورشیدی 50
شکل 3- 17 ساختمان کنترل دروپ پیشنهادی برای سیستم خورشیدی 51
شکل 3- 18 بلوک دیاگرام مدل خطی ذخیره‌ساز باتری 52
شکل 3- 19روند اجرایی تکنیک PSO 54
شکل 3- 20 بلوک دیاگرام سیستم دو ناحیه ای قدرت در حضور مزرعه بادی DFIG و مزرعه خورشیدی و ذخیره ساز باتری 54
شکل 4- 1تغییرات فرکانس ناحیه 1 در حضور سطوح مختلف تولید بادی در سیستم قدرت 59
شکل 4- 2 تغییرات فرکانس ناحیه 2 در حضور سطوح مختلف تولید بادی در سیستم قدرت 60
شکل 4- 3 تغییر توان ژنراتور ناحیه 1 60
شکل 4- 4 تغییر توان ژنراتور ناحیه 2 61
شکل 4- 5 تغییرات توان انتقالی خط ارتباطی بین ناحیه‌ای 61
شکل 4- 6 تغییرات فرکانس ناحیه 1 برای حالت‌های در نظر گرفته شده 62
شکل 4- 7 تغییرات فرکانس ناحیه 2 برای حالت‌های در نظر گرفته شده 63
شکل 4- 8 تغییرات توان انتقالی خطوط 63
شکل 4- 9 تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 1 65
شکل 4- 10  تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 2 65
شکل 4- 11 تغییرات فرکانس ناحیه 1 66
شکل 4- 12 تغییرات فرکانس ناحیه 2 66
شکل 4- 13 تغییرات توان انتقالی بین ناحیه 1 و 2 67
شکل 4- 14 تغییرات فرکانس ناحیه 1 برای حالت‌های در نظر گرفته شده 69
شکل 4- 15تغییرات فرکانس ناحیه 2 برای حالت‌های در نظر گرفته شده 69
شکل 4- 16تغییرات توان انتقالی خطوط برای موارد در نظر گرفته شده 70
شکل 4- 17تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 1 70
شکل 4- 18تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 2 71
شکل 4- 19تغییرات فرکانس ناحیه 1 برای حالت‌های در نظر گرفته شده 72
شکل 4- 20 تغییرات فرکانس ناحیه 2 برای حالت‌های در نظر گرفته شده 73
شکل 4- 21تغییرات توان انتقالی خط ارتباطی 73
شکل 4- 22تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 1 74
شکل 4- 23تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 2 74
شکل 4- 24 تغییرات توان خروجی منابع تجدیدپذیر با بهره گرفتن از برنامه‌های کنترلی پیشنهادی 75
شکل 4- 25 مقایسه انحراف فرکانس ناحیه 1 در حضور مقادیر بهینه باتری و ثات انتگرال گیر ناحیه 78
شکل 4- 26  مقایسه انحراف فرکانس ناحیه 2 در حضور مقادیر بهینه باتری و ثابت انتگرال گیر ناحیه 79
شکل 4- 27  مقایسه تغییرات توان انتقالی خط واسط در حضور مقادیر بهینه در دو ناحیه 79
شکل 4- 28 تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 1 80
شکل 4- 29 تغییرات توان خروجی ژنراتور سنکرون ناحیه 2 80
 
فهرست علائم و اختصارات
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 
 
ضریب بایاس فرکانس کنترل تکمیلی ناحیه
 
ثابت تنظیم دروپ گاورنر ناحیه
 
لختی ناحیه
 
عامل میراکنندگی بار ناحیه
 
ثابت زمانی توربین ناحیه
 
ثابت زمانی توربین بازگرمکن ناحیه
 
ثابت زمانی گاورنر ناحیه
 
بهره مدل توربین بازگرمکن
 
بهره انتگرال‌گیر کنتذل تکمیلی ناحیه
 
ضریب توان سنکرون‌کننده خط ارتباطی میان دو ناحیه  و
 
نسبت توان نامی دو ناحیه  و
 
تغییر بار در ناحیه
 
تغییرات توان انتقالی خط ارتباطی میان دو ناحیه  و
 
تغییرات فرکانس ناحیه

 

 
 

 
 

فصل اول: اصول کنترل بار فرکانس سیستم قدرت

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1-1- مقدمه
عملکرد مطلوب یک سیستم قدرت منوط به برابر بودن میزان توان تولید با توان مصرفی و تلفات می‌باشد. در شبکه قدرت نقطه کار سیستم دائماً تغییر می‌‎کند. بنابر این جهت برقراری توازن میان تولید و مصرف باید سطح تولید واحدهای تولیدی تغییر یابد. در نتیجه فرکانس نامی شبکه و توان اختصاص یافته به واحد‌ها دچار تغییراتی می‌گردد. این انحرافات می‌تواند سبب ایجاد تاثیراتی ناخواسته در شبکه گردد. کنترل بار فرکانس به همراه کنترل خودکار تولید به عنوان یکی از مهّم ترین سرویس‌های جانبی در طراحی و بهره برداری سیستم‌های قدرت به منظور کارایی بهتر، افزایش کیفیت توان و قابلیّت اطمینان شبکه، نقش اصلی در کنترل این نوسانات بر عهده دارد. اهداف اصلی کنترل خودکار تولید را می‌توان در موارد زیر خلاصه کرد:

تعقیب مناسب الگوی بار
به صفر رساندن خطای حالت ماندگار فرکانس
کمینه کردن انحرافات توان خطوط انتقالی توان بین ناحیه ای
کمینه کردن حداکثر فرا جهش و زمان نشست برای انحرافات فرکانس ناحیات و توان انتقالی خطوط.
در حال حاضر شبکه قدرت مشمول تغییراتی کلی در بدنه و ساختار خود است. بخشی از این تغییرات به سبب مسائل مربوط به تجدید ساختار یافتن شبکه و برنامه‌ریزی‌های رقابتی است. تغییری که عملاً سیستم قدرت را از حالتی که در آن تنها یک مالک برای سیستم توزیع، انتقال و تولید وجود دارد، به سمتی سوق می‌دهد که شرکت‌های تولیدی انرژی در رقابت با یکدیگر توان درخواستی مصرف کنندگان را تأمین می کنند. این تراکنش‌های توان مرزبندی جغرافیایی خاصّی نمی‌پذیرد و لزوماً تولید و مصرف در یک ناحیه واقع نمی شوند. علاوه بر آن ورود مصرف کنندگان بزرگ نظیر کارخانه‌های فولاد با نرخ تغییرات توان قابل توجّه به بازار مصرف، می‌توانند سبب بروز اغتشاشات شدید فرکانسی گردند. بخش دیگری از تغییرات را می‌توان به ظهور انواع جدید ادوات تولید توان، تکنولوژی‌های جدید و حجم رو به افزایش بهره برداری از منابع انرژی تجدیدپذیر نیز نسبت داد. نیاز فزاینده به انرژی الکتریکی در کنار ذخیره محدود سوخت فسیلی و نگرانی روبه گسترش مشکلات زیست محیطی ناشی از مصرف سوخت فسیلی، ضرورت استفاده از منابع انرژی تجدیدپذیر نظیر باد و خورشید و ورود آنها را به شبکه قدرت دوچندان می کند. در نتیجه با توجّه به رشد روز افزون تقاضا در سیستم‌های قدرت، در محیط رقابتی و ورود منابع انرژی تجدیدپذیر به سیستم قدرت، هر یک از عملیات های کنترلی خودکار نظیر کنترل خودکار تولید، نقش بسیار مهّمی در حفظ امنیت و پایداری سیستم قدرت پیدا می‌‎کند.

1-2- ضرورت پایداری فرکانس در شبکه قدرت
فرکانس در شبکه‌های قدرت نشان دهنده وجود توازن بین توان تولیدی و مصرفی است. اگر این توازن برقرار باشد، فرکانس سیستم  ثابت خواهند ماند. با کاهش توان مصرفی فرکانس شبکه افزایش می‌یابد و با افزایش تقاضای بار فرکانس افت می‌‎کند. تغییرات فرکانس سبب تغییر در بار‌های حسّاس به فرکانس در شبکه نیز خواهد شد [1].
پایداری فرکانس در شبکه به دو دسته کوتاه مدت و بلند مدت تقسیم می‌شود. در پایداری کوتاه مدت، نگرانی عمده تغییرات ناگهانی فرکانس می‌باشد؛ ولی در پایداری بلند مدت کارایی دینامیکی شبکه و باز گرداندن فرکانس به مقدار نامی آن هدف اصلی به حساب می‌آید [2].
سیستم‌های قدرت معمولا در فرکانس نامی (50 یا 60 هرتز) مورد بهره برداری قرار می گیرند. تمام اجزای سیستم قدرت اعم از توربین ژنراتورها، ترانسفورماتورها، موتور‌ها، تجهیزات الکترونیکی و غیره برای کار در این فرکانس نامی طراحی و ساخته شده‌اند. انحراف فرکانس شبکه از مقدار نامی خود باعث دور شدن آنها از حالت نرمال کاری شان می‌گردد. گرچه که میزان حسّاسیت این ادوات به تغییرات فرکانس متفاوت است. افت فرکانس در شبکه تاثیرات مشخّصی بر عملکرد این ادوات باقی می‌گذارد. به برخی از پیامدها در زیر اشاره شده ‌است:

ترانسفورماتورها بر اساس رابطه  ، به نحوی طراحی و ساخته شده‌اند که بدون اشباع هسته، از حدّاکثر چگالی شار آن استفاده شود. در واقع هسته در نقطه زانویی و نزدیک به اشباع کار می‌‎کند. در پی بروز کاهشی در فرکانس و با توجّه به رابطه فوق، لازم است جهت حفظ سطح ولتاژ القایی، شار مغناطیسی از مقدار نامی بیشتر گردد. در پی بروز چنین وضعیتی، احتمال به اشباع رفتن هسته ترانسفورماتور قریب الوقوع می کند. اشباع هسته جریان‌های مغناظیس کنندگی بزرگ و غیر سینوسی را نیز به دنبال دارد.
سرعت چرخش ماشین‌های القایی و سنکرون با فرکانس شبکه متناسب است و بالطبع بروز هر انحرافی در فرکانس، تغییر سرعت ماشین‌ها را در پی دارد. این تغییر می‌تواند عملکرد نامطلوب در بار متصّل به شفت ماشین را در پی داشته باشد. علاوه بر آن پدیده اشباع هسته نیز همانند ترانسفورماتورها، محتمل است.
ساعت‌های الکترونیکی و ثوابت، با فرکانس شبکه نسبت مستقیم دارند و هر گونه تغییری در فرکانس مستقیماً بر عملکرد صحیح آنها تاثیر می‌گذارد. در نتیجه تغییر فرکانس، موجب ضعف عملکرد این ادوات خواهد شد.
توربین‌های شبکه قدرت و بالاخص توربین‌های بخار را میتوان حسّاس‌ترین اجزاء شبکه نسبت به تغییرات فرکانس دانست. هر توربین بخار دارای روتوری کشیده است که معمولا از چندین بخش تشکیل شده است. هر بخش شامل مجموعه ای از پره‌های ثابت و متحرک است. تنش‌های مکانیکی وارده به روتور در قسمت‌های مختلف یکسان نیست. این ساختار پیچیده دارای مجموعه وسیعی از فرکانس‌های تشدید مکانیکی است. تغییر در فرکانس می‌تواند موجب بروز پدیده تشدید زیرسنکرون در توربین گردد. طراحی توربین باید به صورتی انجام پذیرد که در پی بروز انحراف فرکانس در سیستم قدرت، فرکانس حاصله به اندازه کافی با فرکانس‌های تشدید فاصله داشته باشد. هرگونه افت فرکانس سبب کاهش سرعت توربین شده و مرز مضارب سرعت با فرکانس‌های تشدید را کم می‌‎کند. بر اثر نزدیک شدن سرعت توربین به یکی از این فرکانس‌های تشدید، دامنه ارتعاشات توربین افزایش می‌یابد و خطر بروز تشدید زیر سنکرون را افزایش می‌دهد [1].
از آن جا که تغییر فرکانس شبکه نتیجه وجود عدم تعادل بین توان تولیدی و مصرفی (به اضافه ی تلفات) است، هر گونه اقدام اصلاحی تغییر سطح تولید و یا مصرف را در پی دارد. برای حفظ فرکانس شبکه راهکارهایی وجود دارند که در زیر به بعضی از آنها اشاره می‌شود:

واحدهای آبی و یا گازی واکنش سریع که قادرند طی زمان محدودی (در چند دقیقه) وارد مدار شده و کمبود شبکه را جبران سازند.
استفاده از ظرفیت آزاد نیروگاه‌ها (رزرو گردان) که مستلزم عملکرد صحیح سیستم کنترل سرعت توربین، موسوم به گاورنر است. ثابت زمانی پاسخ گاورنر در نیروگاه‌های مختلف متفاوت است. به عنوان مثال واحد‌های بخاری که در آن تغییر سریع فشار دیگ بخار مجاز نیست، نیازمند چند ده دقیقه زمان جهت تنظیم بارند. با عملکرد گاورنر نیروگاه‌های شبکه، اضافه بار متناسب با تنظیم دروپ سیستم گاورنر سرعت، بین واحد‌های تولیدی توزیع می‌شود.
از آنجا که توان مصرفی شبکه به سطح ولتاژ آن وابسته است، می‌توان با کنترل ولتاژ شبکه ی توزیع تا حدی تقاضای بار را کنترل کرد. کاهش ولتاژ توزیع منجر به تغییر در بار خانگی می‌گردد. اعمال این تغییرات از طریق تغییر تپ چنجر ترانسفورماتور‌های شبکه میسّر است و نیازمند محدوده زمانی در حدود چند دقیقه است.
یکی دیگر از راه‌های حفظ فرکانس سیستم، حذف بار است. حذف بار یکی از سریع‌ترین راه‌های جبران کمبود توان حقیقی در سیستم قدرت به حساب می‌آید. فاصله زمانی صدور فرمان حذف بار تا انجام آن بسیار محدود بوده و در واقع زمان عملکرد کلیدهای قدرت شبکه تعیین کننده سرعت عمل حذف بار است. زمان لازم برای عملکرد کلید قدرت معمولاً چند سیکل الکتریکی است. صدور فرمان می‌تواند به صورت دستی توسط بهره بردار شبکه و یا توسط مکانیزمی هوشمند و خودکار صادر می‌شود. حذف بار دستی جهت افت ماندگار فرکانس شبکه صورت می‌گیرد و میزان آن در حدود 5% است. حذف بار دستی در واقع زمانی عمل می‌‎کند که ذخیره گردان یا واحد‌های راه اندازی سریع، در کوتاه مدت قادر به جبران عامل افت فرکانس نباشند و وضعیت شبکه به حالت هشدار وارد شده باشد. در برابر حذف بار دستی از حذف بار خودکار برای حذف لااقل چند ده درصد بار شبکه در زمانی بسیار کوتاه استفاده می‌شود. زمان عملکرد حذف بار خودکار مجموع زمان تشخیص افت فرکانس و زمان قطع کلید قدرت است و حداکثر چند ده سیکل الکتریکی به طول می انجامد.
از میان روش‌های فوق، از رزرو گردان در حضور واحد کنترل فرکانس برای جبران نوسانات فرکانسی شبکه که دارای دامنه ای محدود هستند، استفاده می‌شود. در این حالت معمولاً تعادل توان با عملکرد گاورنر واحدهای تولیدی شبکه برقرار می‌شود. حذف بار دستی و کنترل ولتاژ شبکه پس از رسیدن سیستم به وضعیت پایدار مورد استفاده قرار می‌گیرند و به صورت عمده خطاهای ماندگار شبکه را اصلاح می‌کنند. حذف بار خودکار هر چند سریع‌ترین مکانیزم محسوب می‌شود اما آخرین راه حل برای پاسخ به عدم توازن توان حقیقی شبکه است. این راه حل تنها زمانی انتخاب می‌شود که عدم تعادل به قدری بزرگ باشد که گاورنر‌ها فرصت لازم برای پاسخ به آن را نداشته باشند. در این حالت فرکانس شبکه به سرعت افت می‌‎کند و از محدوده ی مجاز کار دائمی خارج می‌شود. با رسیدن وضعیت شبکه به آستانه ی خطر، این مکانیزم سریعاً بار اضافی سیستم را حذف می‌‎کند. مهّم‌ترین اشکال این روش آنست که هزینه ی حفظ انسجام سیستم و حفظ پایداری، قطع برق و انرژی الکتریکی و ضرر مالی منتج به آنست.
افزایش ضریب نفوذ انرژی تجدیدپذیر در سیستم قدرت شاید به معنی ارتقای عدم قطعیت‌ها، موانع جدید در بهره برداری و پیدایش سوال‌های جدید در باب چگونگی کنترل این منابع در کنار ساختار‌هایی مانند کنترل خودکار تولید به نظر آید. سوال مهّمی که در بدو امر نظر مخاطب را به خود معطوف می‌دارد این است که در صورت افزایش ضریب نفوذ منابع انرژی تجدیدپذیر در شبکه، ملزومات کنترل خودکار چگونه با شرایط جدید مطابقت داده می‌شوند؟
اثرات ورود این منابع با ضریب نفوذ بالا در شبکه را، باید در چهارچوب‌های زمانی مناسب دید. در چهارچوب‌های زمانی چند ثانیه تا چندین دقیقه، قابلیّت اطمینان کلی سیستم قدرت تماماً بوسیله ادوات کنترلی خودکار و سیستم‌های کنترلی نظیر کنترل خودکار تولید، سیستم گاورنر سرعت ژنراتور‌ها و سیستم‌های تحریک آنها، پایدارسازهای سیستم قدرت، تنظیم کننده‌های خودکار ولتاژ، رله‌ها و برنامه‌های ‌حفاظتی مخصوص و سیستم‌های تشخیص و عملیاتی خطا در شبکه کنترل می‌شوند. در چهار چوب زمانی چند دقیقه تا یک هفته، بهره‌برداران سیستم می بایست تولید توان را به نحوی مدیریت نمایند تا با برقراری سطحی منطقی و اقتصادی از قابلیّت اطمینان، تولید نیروگاهی را با توجّه الگوی بار مصرف کنندگان و همچنین قیود عملیاتی شبکه تطبیق دهند.
واحدهای تولیدی انرژی تجدیدپذیر باید ملزومات فنی لازم جهت کنترل ولتاژ و فرکانس را در خود داشته باشد و نیز در صورت بروز شرایط هشدار در شبکه از خود انعطاف لازم را نشان دهند. در کنار آن واحدهای تولیدی انرژی تجدیدپذیر می باید سرعت عمل لازم جهت ایزوله ساختن واحد تولیدی در صورت بروز وضعیتی بحرانی در شبکه را از در خود ملحوظ دارد. آنها باید به عنوان عضوی از شبکه الکتریکی به صورت موثری فرمان پذیر باشند و به خصوص بتوانند در زمان بروز اغتشاشی در شبکه زمانیکه امنیت شبکه برق در معرض خطر باشد از خود انعطاف لازم را نشان دهند. ضریب نفوذ بالای تولیدات تجدیدپذیر به خصوص در مکان‌هایی دور از مراکز بار و تولیدات متداول انرژی، خطر اضافه بار بر روی خطوط انتقال توان را افزایش می‌دهد و در نتیجه بازنگری در طراحی شبکه و احیاناً اضافه نمودن خطوط ارتباطی جدید جهت پیش گیری از بروز اضافه بار بروی ارتباطی را طلب می‌‎کند. علاوه برآن به روز کردن کد‌های شبکه در حضور ضریب بالای تولیدات تجدیدپذیر نیز ضروری به نظر می‌رسد.

1-3- ساختار مطالعاتی پایان‌نامه
برای غلبه بر موانع نامطلوب در استفاده از منابع انرژی تجدیدپذیر نظیر باد و خورشید با ضریب نفوذ بالا در شبکه چند ناحیه ای قدرت، داشتن برنامه کنترلی مناسب جهت کنترل فرکانس شبکه ضروری است. از اینرو موضوعی که این پایان‌نامه سعی در پوشش آن دارد، به کنترل فرکانسِ تولید بادی و تولید خورشیدی و مشارکت آنها در کنترل اولیّه فرکانس باز می‌گردد. به طور کلی می‌توان حوزه ی دید کار حاضر را در چند بند زیر خلاصه کرد:

ارائه طرح کنترلی جدیدی برای شرکت دادن تولید خورشیدی در تنظیم فرکانس ناحیه در سیستم چند ناحیه ای قدرت.
مشارکت دادن تولید خورشیدی در کنترل اولیّه فرکانس.
پیشنهاد برنامه کنترلی مناسب جهت استخراج انرژی جنبشی ذخیره شده در جرم چرخان توربین، در پی بروز اغتشاش باری در شبکه و کمک گرفتن از این توان اضافی جهت کم کردن افت اولیّه فرکانس در پی بروز آن انحراف بار در سیستم چند ناحیه ای قدرت.
مشارکت دادن تولید بادی DFIG در کنترل اولیّه فرکانس .
بررسی پاسخ دینامیکی سیستم دو ناحیه قدرت متشکّل از واحد‌های حرارتی در حضور تولید خورشیدی/بادی/ هر دو، در سیستم قدرت.
استفاده از ذخیره‌ساز‌های انرژی برای کاهش نوسانات توان خروجی در سمت تولید بادی و برای کمک به قابلیّت تنظیم فرکانس و جلوگیری از بروز تغییرات شدید توان در سمت تولید خورشیدی.
بهینه‌سازی بهره انتگرال‌گیر‌های کنترل تکمیلی دو ناحیه، ضرایب نفوذ بهینه تولیدات تجدیدپذیر(جهت تأمین سطح بهینه ای از پشتیبانی فرکانس) و همچنین تعیین ظرفیت ذخیره‌ساز در دو ناحیه، برای داشتن کمترین نرخ تغییرات فرکانس دو ناحیه و توان انتقالی خط واسط دو ناحیه.
به این صورت می‌توان مطالبی را که در فصل‌های بعدی بیان می‌شود، سازماندهی کرد. در فصل دوم پیشینه تحقیق مفصلاً بررسی می‌گردد. در فصل سوم به مطالعه و بررسی چگونگی استحصال توان بادی بوسیله DFIG پرداخته می شود. ایده ی استفاده انرژی جنبشی موجود در جرم چرخان توربین بادی و تزریق آن به شبکه جهت کاهش افت اولیّه فرکانس در زمان وقوع افزایش باری در شبکه مورد توجّه قرار می‌گیرد. در ادامه ساختار اصلی واحد تولید خورشیدی معرفی می‌شود. پس از آن برنامه کنترلی مناسبی جهت شرکت دادن تولید خورشیدی در کنترل اولیّه فرکانس بیان می‌شود. فصل چهارم به ارائه نتایج شبیه سازی اختصاص دارد. سیستم دو ناحیه ای حرارتی به عنوان مدل پایه در نظر گرفته می‌شود و پاسخ دینامیکی آن به انحراف بار در هر ناحیه شبیه سازی می گردد. اثر ورود تولید DFIG به شبکه با ضریب نفوذ مشخّصی در حضور برنامه کنترلی جهت پشتیبانی موقّت توان اکتیو و بدون حضور آن، بررسی می‌شود. تاثیرات ورود تولید خورشیدی با ضریب نفوذ بالا در شبکه در حضور استراتژی کنترلی پیشنهادی و عدم حضور آن بررسی می‌شود. در مرحله آخر تاثیرات توأماً ورود تولیدات باد و خورشید، در حضور برنامه‌های کنترلی مربوطه شان و در نبود آنها با مدل اصلی مقایسه می‌شود. در گام بعد با احتساب اثر ورود ذخیره‌ساز پارامترهای مهّم شبکه بهینه‌ می گردند. در فصل پنجم، اقدامات صورت گرفته جهت مطالعه تأثیرات ورود تولیدات بادی DFIG و تولید خورشیدی به شبکه جمع بندی شده و در انتها گام‌ها و پیشنهادهای ممکن در ادامه ی مسیر حاضر بیان می شوند.
 

 
 

 
 

فصل دوم: کنترل خودکار تولید

 

 

عنـــوان                                                             صفحه
فهرست مطالب هشت
فهرست شکل‌ها یازده
فهرست جدول‌ها. سیزده
لیست نمادها. چهارده
چکیده 1
فصل اول: مقدمه
1-1-. پیشگفتار 2
1-2-. پیشینه تحقیق 3
1-2-1- کلیدزنی انتقال در دیدگاه سنتی بهره‌برداری 3
1-2-2- کلیدزنی بهینه انتقال 4
1-2-3-. تأثیر ساختار سیستم انتقال بر قدرت بازار 6
1-3-. مدل‌سازی رفتار بازار برق در شرایط رقابت ناقص 8
1-4- تعریف مسأله و نوآوری 12
1-5-. ساختار پایان‌نامه 14
فصل دوم: بررسی اثر کلیدزنی انتقال بر قدرت بازار
2-1-. پیشگفتار 15
2-2- مثال روشنگر 15
2-3-. مرز رقابت (CB) 17
2-4-. مسأله CB با در نظر گرفتن TS (ECB) 19
2-5-. تبدیل مسأله ECB به مسأله MILP 20
2-6-. مطالعات عددی 23
2-6-1-. معرفی شبکه تست IEEE-14 Bus 23
2-6-2- نتایج عددی حاصل از شبیه‌سازی‌ها بر روی شبکه تست IEEE-14 Bus 25
2-6-3-. معرفی شبکه تست IEEE-118 Bus 35
2-6-4- نتایج شبیه‌سازی‌ها بر روی شبکه تست IEEE-118 Bus 35
2-6-5- تحلیل حساسیت نتایج به پارامترهای خطی‌سازی و مدل مسأله 41
2-7- جمع‌بندی و نتیجه‌گیری 44
 
فصل سوم: کلیدزنی دوره‌ای بهینه انتقال با در نظر گرفتن تعادل در بازار برق
3-1-. پیشگفتار 46
3-2-. کلیدزنی دوره‌ای بهینه انتقال 47
3-3- مفروضات مسأله کلیدزنی دوره‌ای بهینه انتقال با در نظرگرفتن تعادل در بازار برق (MESOTS) 47
3-4- مدل سه سطحی مسأله MESOTS 48
3-4-1- سطح اول: تصمیم به خروج خط با هدف حداقل‌سازی هزینه بهره‌برداری کل دوره 49
3-4-2- سطح دوم: حداکثرسازی سود بازیگران 50
3-4-3- سطح سوم: مسأله تسویه بازار 50
3-5-. یکپارچه‌سازی سطح دوم و سوم مسأله MESOTS 52
3-6-. مدل‌سازی تعادل بازار در هر روز به صورت EPEC 56
3-7- مسأله یکپارچه MESOTS 64
3-8- تبدیل مسأله MESOTS به مسأله MILP 68
3-9-. مطالعات عددی 77
3-9-1- معرفی شبکه تست سه شین 77
3-9-2- تحلیل شبکه در یک روز 79
3-9-3- حساسیت تعادل بازار به پارامتر در تعادل یک روز 81
3-9-4-          MESOTS برای شبکه سه شین 87
3-10- جمع بندی و نتیجه‌گیری 99
فصل چهارم: نتیجه‌گیری و پیشنهادات
4-1- جمع‌بندی مطالب 101
4-2- نتیجه‌گیری 103
4-3-. پیشنهادات 104
پیوست(الف): معرفی شاخص‌های قدرت بازار 105
پیوست (ب): مسائل بهینه‌سازی چندسطحی و مدل‌های تعادل 107
ب-1-  مسأله بهینه‌سازی مقید به مسائل بهینه‌سازی دیگر (OPcOP) 107
ب-2-  شرایط بهینگی KKT 110
ب-3-  تبدیل مسأله OPcOP با دو مسأله سطح پایین به مسأله تک سطحی 111
ب-4-  مسأله بهینه‌سازی مقید به مسائل بهینه‌سازی خطی (OPcLP) 112
ب-5-  دوگان یک مسأله بهینه‌سازی خطی 114
 
ب-6-  جایگزین کردن OPcLP با قیود اصلی، دوگان و قید دوگانگی قوی 115
ب-7-  مسأله بهینه‌سازی با قیود تعادل (MPEC) 116
ب-8-   مسائل تعادل مقید به قیود تعادل (EPEC) 117
پیوست (ج): اطلاعات شبکه IEEE-118 Bus 119
مراجع. 124
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
فهرست اشکال
شکل ‏1-1 ساختار رقابتی در یک بازار لحظه‌ای مبتنی بر ساختار حوضچه 10
شکل ‏2-1 یک شبکه سه شین نمونه 16
شکل ‏2-2 نحوه تقریب تابع درجه دو مجموع توان تولیدی واحدهای هر مالک 21
شکل ‏2-3 دیاگرام خطی شبکه IEEE-14 Bus 24
شکل ‏2-4 اطلاعات خطی‌سازی مجذور توان تولیدی هر مالک 26
شکل ‏2-5 کمینه HHI در سطح بار پایه سیستم IEEE-14 Bus 28
شکل ‏2-6 بیشینه HHI در سطح بار پایه سیستم IEEE-14 Bus 29
شکل ‏2-7 کمینه HHI در سطح بار غیر پیک سیستم IEEE-14 Bus 29
شکل ‏2-8 بیشینه HHI در سطح بار غیر پیک سیستم IEEE-14 Bus 30
شکل ‏2-9 کمینه HHI در سطح بار پیک سیستم IEEE-14 Bus 30
شکل ‏2-10 بیشینه HHI در سطح بار پیک سیستم IEEE-14 Bus 31
شکل ‏2-11 نحوه خطی‌سازی توان تولیدی هر مالک در سیستم IEEE-118 Bus 37
شکل ‏2-12 کمینه HHI در سطح بار پایه سیستم IEEE-118 Bus 38
شکل ‏2-13 بیشینه HHI در سطح بار پایه سیستم IEEE-118 Bus 39
شکل ‏2-14 کمینه HHI در سطح بار غیر پیک سیستم IEEE-118 Bus 39
شکل ‏2-15 بیشینه HHI در سطح بار غیر پیک سیستم IEEE-118 Bus 40
شکل ‏2-16 کمینه HHI در سطح بار پیک سیستم IEEE-118 Bus 40
شکل ‏2-17 بیشینه HHI در سطح بار پیک سیستم IEEE-118 Bus 41
شکل ‏3-1 ساختار مسأله سه سطحی MESOTS 49
شکل ‏3-2 نحوه تبدیل یک مسأله بهینه‌سازی دو سطحی به MPEC تک سطحی 52
شکل ‏3-3 مدل EPEC 57
شکل ‏3-4 دیاگرام خطی شبکه سه شین 78
شکل ‏3-5 حساسیت تعادل در بازار به تغییرات پارامتر بدون کلیدزنی 83
شکل ‏3-6 حساسیت مجموع سود بازیگران در بازار به تغییرات پارامتر بدون کلیدزنی 83
شکل ‏3-7 حساسیت قیمت پیشنهادی ژنراتور A در بازار به تغییرات پارامتر بدون کلیدزنی 84
شکل ‏3-8 حساسیت قیمت پیشنهادی ژنراتور B در بازار به تغییرات پارامتر بدون کلیدزنی 84
شکل ‏3-9 حساسیت قیمت پیشنهادی ژنراتور C در بازار به تغییرات پارامتر بدون کلیدزنی 85
شکل ‏3-10 حساسیت قیمت در شین‌ها به تغییرات پارامتر بدون کلیدزنی 85
شکل ‏3-11 حساسیت هزینه بهره‌برداری کل به تغییرات پارامتر با کلیدزنی 86
شکل ‏3-12 حساسیت قیمت در شین‌ها به تغییرات پارامتر با کلیدزنی 86
شکل ‏3-13 ضرایب بار در طول دوره 87
شکل ‏3-14 تولید ژنراتورها بدون در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت کامل 88
 
شکل ‏3-15 قیمت در شین‌ها بدون در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت کامل 89
شکل ‏3-16 مجموع سود مالکین بدون در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت کامل 90
شکل ‏3-17 تولید ژنراتورها با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت کامل 90
شکل ‏3-18 قیمت در شین‌ها با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت کامل 91
شکل ‏3-19 مجموع سود مالکین با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت کامل 91
شکل ‏3-20 قیمت در شین‌ها بدون در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 93
شکل ‏3-21 توان تولیدی ژنراتورها بدون نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 93
شکل ‏3-22 مجموع سود مالکین بدون نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 94
شکل ‏3-23 قیمت پیشنهادی ژنراتورها بدون نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 94
شکل ‏3-24 توان تولیدی ژنراتورها با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 96
شکل ‏3-25 مجموع سود مالکین با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 96
شکل ‏3-26 قیمت در شین‌ها با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 97
شکل ‏3-27 قیمت پیشنهادی ژنراتورها با در نظرگرفتن TS در شرایط رقابت ناقص 97
شکل ب-1 ساختار OPcOP مقید به n مسأله بهینه‌سازی مقیدکننده [51] 109
شکل ب-2 ساختارOPcLP مقید شده به n مسأله بهینه‌سازی خطی [51] 114
 
 
فهرست جدول‌ها
جدول ‏2–1 اطلاعات شین‌های شبکه سه شین 15
جدول ‏2–2 اطلاعات خطوط شبکه سه شین 16
جدول ‏2–3 نتایج محاسبه قیمت‌های محلی 16
جدول ‏2–4 نتایج محاسبه قیمت‌های محلی پس از خروج یک خط. 17
جدول ‏2–5 اطلاعات ژنراتورهای شبکه IEEE-14 Bus [60] 23
جدول ‏2–6 اطلاعات خطوط شبکه IEEE-14 Bus [60] 24
جدول ‏2–7 اطلاعات بارهای شبکه IEEE-14 Bus [60] 25
جدول ‏2–8 اطلاعات سناریوهای ساختار مالکیت در شبکه IEEE-14 Bus. 25
جدول ‏2–9 بازه تغییرات HHI بدون و با TS در سطح بار پایه سیستم 32
جدول ‏2–10 بازه تغییرات HHI بدون و با TS در سطح بار غیر پیک سیستم  32
جدول ‏2–11 بازه تغییرات HHI بدون و با TS در سطح بار پیک سیستم 32
جدول ‏2–12 خطوط خارج شده به منظور کمینه یا بیشینه‌سازی HHI در سطح بار پایه سیستم. 34
جدول ‏2–13 خطوط خارج شده به منظور کمینه یا بیشینه‌سازی HHI در سطح بار غیرپیک سیستم. 34
جدول ‏2–14 خطوط خارج شده به منظور کمینه یا بیشینه‌سازی HHI در سطح بار پیک سیستم. 34
جدول ‏2–15 اطلاعات ساختار مالکیت در شبکه IEEE-118 Bus 35
جدول ‏2–16 حساسیت HHI بدون و با TS در سطح بار پیک سیستم به تعداد تکه‌های خطی‌سازی. 43
جدول ‏2–17 حساسیت HHI بدون و با TS در سطح بار پیک سیستم به طول تکه‌های خطی‌سازی. 44
جدول ‏2–18 حساسیت HHI با TS در سطح بار پیک سیستم به تعداد خطوط مجاز برای TS 44
جدول ‏2–19 حساسیت HHI بدون و با TS در سطح بار پیک سیستم به مدل مسأله    44
جدول ‏3–1 اطلاعات شین‌های شبکه سه شین 78
جدول ‏3–2 اطلاعات خطوط شبکه سه شین 78
جدول ‏3–3 نحوه مالکیت واحدهای تولیدی. 78
جدول ‏3–4 نتایج شبکه سه شین تحت رقابت کامل 81
جدول ‏3–5 نتایج شبکه سه شین تحت رقابت ناقص. 81
جدول ‏3–6 نتایج شبکه سه شین تحت رقابت کامل در یک دوره 88
جدول ‏3–7 نتایج شبکه سه شین تحت رقابت ناقص در یک دوره 95
جدول ج–1 اطلاعات خطوط شبکه IEEE-118 Bus. 119
جدول ج–2 اطلاعات بارهای شبکه IEEE-118Bus 122
جدول ج–3 اطلاعات ژنراتورهای شبکه IEEE-118Bus 123
 

لیست نمادها

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

اندیس‌ها:
 
 
اندیس نمایش‌دهنده روز
 
اندیس نمایش‌دهنده ژنراتور
 
اندیس نمایش‌دهنده تکه‌ خطی‌سازی
 
اندیس نمایش‌دهنده مالک‌
 
اندیس نمایش‌دهنده خط
 
اندیس نمایش‌دهنده شین‌
 
 
پارامترها:
 
 
عنصر سطر و ستون از ماتریس تلاقی خط با شین‌ها (اگر خط از شین خارج شود 1 و اگر به آن وارد شود 1- است و در غیر این‌صورت صفر است)
 
عنصر سطر و ستون از ماتریس تلاقی ژنراتورها با شین‌ها (اگر ژنراتور در شین واقع شده باشد مقدار آن 1 و در غیر این‌صورت صفر است)
 
عنصر سطر و ستون از ماتریس تلاقی میان مالکین و ژنراتورها (اگر ژنراتور متعلق به مالک باشد مقدار آن 1و در غیر این‌‌صورت مقدار آن صفر است)
 
سوسپتانس خط
 
هزینه نهایی ژنراتور
 
بار متصل به شین
 
بار متصل به شین در روز
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید حداکثر توان تولیدی ژنراتور g در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید حداکثر توان تولیدی ژنراتور g در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای اصلاح قید توان عبوری از خط l
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید حداکثر توان عبوری از خط l در روز d
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید حداکثر توان عبوری از خط l در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید اصلاح شده توان عبوری از خط l در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید اصلاح شده توان عبوری از خط l در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید زاویه ولتاژ در شین‌n در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید زاویه ولتاژ در شین‌n در روز d
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی قید پیشنهاد قیمت ژنراتور g در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی ضریب لاگرانژ قید پیشنهاد قیمت ژنراتور g در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید حداکثر توان تولیدی ژنراتور g در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید حداکثر توان تولیدی ژنراتور g در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید حداکثر توان عبوری از خط l در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید حداکثر توان عبوری از خط l در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید اصلاح شده توان عبوری از خط l در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای ضریب لاگرانژ حد پایین/ بالای قید اصلاح شده توان عبوری از خط l در روز d در مسأله MPEC بازیگر j
 
عدد مثبت به اندازه کافی بزرگ برای خطی‌سازی حد پایین/ بالای قید زاویه ولتاژ در شین n در روز d در مسأله MPEC بازیگر j