دانلود ترجمه مقاله رویکرد توزیع غیرمتمرکز در مورد سیستم های قدرت AC / DC

1. مقدمه 2. فرمول بندی توزیع مرکزی 3. چارچوب توزیع غیرمتمرکز و معیار تجزیه منطقه ای 4. مدل توزیع غیر متمرکز برای شبکه برق متصل از طریق خطوط ارتباطی HVDC 5. مطالعه موردی 6. نتیجه گیری

مقدمه: تا پایان سال 2015، ظرفیت نصب شده قدرت باد در چین بیش از 40GW بود که رتبه اول در جهان را به خود اختصاص داد. بیشتر قدرت باد به مرکز بار از راه دور از طریق انتقال HVAC و HVDC هیبریدی منتقل می شد. در حقیقت، ظرفیت انتقال HVDC بین منطقه ای بیش از 50 گیگاوات است که همچنین در رتبه اول جهان قرار دارد. شبکه برق متصل به شبکه هیبریدی AC/DC در مقیاس بزرگ در شبکه برق جنوبی چین و شبکه برق شرق چین شکل گرفته است. این اتصال متقابل منطقه ای HVDC و نفوذ بالای قدرت باد باعث چالش های بزرگی برای عملیات توزیع شبکه نیرو شده است. روش عملیات مقطع به طور گسترده ای در انتقال HVDC بین منطقه ای مورد استفاده قرار می گیرد. با این حال، توان انتقال در هر بخش ثابت بوده و منجر به عدم توانایی پاسخگویی به نوسانات قدرت باد می شود. از آنجا که جریان برق خطوط ارتباطی HVDC می تواند به طور انعطاف پذیری کنترل شود ضروری است که به طور کامل از قابلیت تنظیم خطوط ارتباطی HVDC استفاده شود تا به طور قابل توجهی مکان یابی قدرت باد در شبکه برق به هم پیوسته تقویت شود. در [1] مدل SCUC با توجه به ویژگی های عملکرد حالت پایدار سیستم انتقال هیبریدی ACIDC ایجاد شده است و روش تجزیه بندرز برای حل مشکل استفاده می شود. در [2] مدل بهینه یکپارچه OFF برای شبکه توان بهم پیوسته AC/DC ایجاد شد. در [3] مدل زمانبدی تولید دو مرحله ای روز بعد برای بهینه سازی طرح انتقال خطوط ارتباطی HVDC پیشنهاد شده است. این تحقیقات بر روی طرح های تولید در حالت توزیع متمرکز است. در مورد شبکه برق متصل شده AC/DC ، نحوه بهینه سازی هماهنگ طرح انتقال خطوط ارتباطی HVDC در تحقیقات از اهمیت بالایی برخوردار است. از آنجا که شبکه برق متصل شده در مقیاس بزرگ است، انتقال در مورد حالت توزیع متمرکز غیر واقعی است. با این حال، حالت ارسال غیر متمرکز، می تواند پیچیدگی محاسبات را کاهش دهد و استقلال مستقل منطقه را حفظ کند. استراتژی توزیع هماهنگ شبکه برق متصل شده در محیط بازار برق در [4] مورد مطالعه قرار گرفته است. در [5] الگوریتم آرام سازی لاگرانژی (ALR) برای حل مساله OPF چند منطقه ای پیشنهاد شده است. در [6] الگوریتم اصل مشکل کمکی (APP) برای حل مشکل OPF سیستم قدرت در مقیاس بزرگ مورد استفاده قرار می گیرد. الگوریتم تجزیه و هماهنگی در سیستم های چند منطقه ای با استفاده از الگوریتم APP در [7] و [8] پیشنهاد شده است که در آن یک مدل برنامه ریزی اتفاقی دو مرحله ای برای در نظر گرفتن عدم قطعیت قدرت باد انجام می شود. یک روش توزیع مبتنی بر ریسک متمرکز و هماهنگ بر اساس روش آبشاری تحلیلی (ATC) در [9] ارائه شده است. با این حال. این مطالعه تنها بر یک فاصله تمرکز دارد. و مشکل اتصال پویا برای چندین دوره در نظر گرفته نشده است. در [10] یک مدل SCUC توزیع شده و یک روش محاسبه موازی پیشنهاد شده است تا مشکل بزرگی را با توجه به تکنیک ATC حل کند. در تحقیقات فوق روش نامتمرکز برای حل توزیع توان فعال چند منطقه ای استفاده شد اما این تحقیقات موفق به بررسی هماهنگی انتقال خطوط ارتباطی HVDC نشدند.

INTRODUCTION: By the end of 2015, the total installed capacity of wind power in China has exceeded 140GW, ranking first in the world. Most of these wind power is transferred to remote load center through hybrid HVAC and HVDC transmission. In fact, the cross-regional HVDC transmission capacity has exceeded 50 GW, which also ranks first in the world. A large-scale AC/DC hybrid interconnected power grid has been formed in China Southern Power Grid and East China Power Grid. This cross-regional HVDC interconnection and high penetration of wind power have brought big challenges to the dispatching operation of power system. Segmented operation mode is widely used in the traditional cross-regional HVDC transmission. However, the transmission power is constant in each section, lacking the ability of responding to wind power fluctuations. Since the power flow of HVDC tie-line can be flexibly controlled, it is essential to make full use of the adjustment ability of HVDC tie-line to greatly promote wind power accommodation in the interconnected power grid. In [1], the SCUC model considering the steady-state operation characteristics of AC/DC hybrid transmission system is established, and the Benders decomposition method is used to solve the problems. In [2], the unified optimization model of OPF for AC/DC interconnected power grid is established. In [3], a two-stage thy-ahead generation scheduling model is proposed to optimize the regional HVDC tie-line transmission plan. These researches focus on the generation schemes in the centralized dispatch mode. For the AC/DC interconnected power grid, how to coordinately optimize the generation schemes and HVDC tie-line transmission plan is worthy of further researches. Since the interconnected power grid is large in scale, it is unrealistic to carry on the centralized dispatch mode. However, the decentralized dispatch mode can reduce calculation complexity and maintain independent regional autonomy. The coordinated dispatch strategy of interconnected power grid under electricity market environment is studied in [4]. In [5], the augmented Lagrangian relaxation (ALR) algorithm is proposed to solve the multi-area OPF problem. In [6], the auxiliary problem principle (APP) algorithm is used to solve the OPF problem of large-scale power system. A decomposition and coordination algorithm is proposed in [7] and [8] for multi-area power systems using APP algorithm, in which a two-stage stochastic programing model is addressed to consider wind power uncertainty. A coordinated decentralized risk-based dispatch method based on analytical target cascading (ATC) technique is presented in [9]. However, the study only focuses on single interval, and the problem of dynamic coupling for multiple periods is not considered. In [10], a distributed SCUC model and a parallel calculation method are proposed to solve the large-scale SCUC problem based on ATC technique. These researches mentioned above have employed a decentralized manner to solve the multi-area active power dispatch, but fail to consider the coordination of HVDC tie-line transmission.

بخشی از ترجمه مقاله (صفحه 12 فایل ورد ترجمه)