دانلود ترجمه مقاله برنامه ریزی خرید بهینه برق برای ذخیره سازی گردآورنده در چارچوب قابلیت اطمینان

1. مقدمه 2. روش تحقیق و فرمول بندی مسأله 3. مطالعه موردی 4. نتیجه گیری

چکیده – ظهور منابع انرژی تجدیدپذیر (RER) و ذخیره سازی انرژی الکتریکی (ESS) می تواند قابلیت اطمینان مصرف کنندگان فیدر روستایی را بدون سوئیچ اتصال متقابل به منبع جایگزین به شکل چشم گیری بهبود بخشد. در چنین راه اندازی هایی، ممکن است یک سری انگیزه های مالی برای گردآورنده وجود داشته باشد تا ذخیره سازی انبوه را به منظور تعامل برق با عرضه کنندگان انرژی و مشتریان با استفاده از استراتژی زمان بندی بهینه تسهیل بخشند. در این زمینه، این مقاله چارچوبی برای ارزیابی قابلیت اطمینان شبکه ارائه داده استراتژی زمان بندی ذخیره سازی انبود را در ارزیابی ها وارد کند. در این روش، اثرات فصلی روی تقاضای بار و خروجی RER، قیمت بازار برق، مقررات جزیره ای و وضعیت شارژ EES (SOC) مد نظر قرار گرفته اند. نهایتاً، یک مطالعه موردی به منظور نشان دادن کاربرد این روش و ارزیابی نتایج ارائه شده است. مقدمه: در شبکه های روستایی با فیدرهای طولانی، سوئیچ های اتصال متقابل به فیدرهای منبع جایگزین از نظر اقتصادی عملی نیستند یا حتی عملا غیرممکن می باشند. در چنین مواردی، قابلیت اطمینان پایین گزارش می شود؛ برای مثال، مانند گزارش برنامه ریزی سالانه توزیع تاسیسات (DAPR). استفاده از تاسیسات EES در این شبکه ها، نه تنها هزینه شبکه پیک و انرژی مشتریان را کاهش می دهد بلکه می تواند با عملیات جزیره ای شدن، قابلیت اطمینان مشتریان را بهبود بخشد. بطور کلی، مشتریان به سرمایه گذاری و مدیریت چنین دستگاه های گرانی تمایل ندارند و بنابراین ذخیره توده ای مبتنی بر تجمیع کننده، در آثار توصیه می شود. ولی علاوه بر EES، استفاده از RER مشتریان در شبکه های توزیع روستایی می تواند باعث تکمیل مزایای مالی تجمیع کننده و مشتریان شود. با این حال، چنین شبکه هایی می توانند مشکلاتی را از نظر ارزیابی قابلیت اطمینان باعث شوند. روشهای ارزیابی قابلیت اطمینان به دو تکنیک اصلی تقسیم می شوند؛ روشهای تحلیلی و شبیه سازی. هر دو تکنیک براساس تحلیل حالات بالقوه خرابی و آثار آن (FEMA) می باشند. با ادغام منابع فتوولتائیک (PV) و EES در سیستم توزیع، روشهای ارزیابی جدیدی برای ارزیابی قابلیت اطمینان با حالت مختلف عملیاتی لازم هستند. بعنوان بخشی از حداکثر سازی عملیات ذخیره سازی مقرون به صرفه برای دستگاه های ذخیره توده ای جهت بهره برداری از تغییرات قیمت بازار، نیاز به استراتژی برنامه ریزی شارژ/ دشارژ اقتصادی وجود دارد. برای دوام طولانی مدت و اهداف برنامه ریزی شبکه، این طرح باید همراه با رویدادهای قطعی محتمل شبکه باشد.

The inclusion of Renewable Energy Resources (RER) and Electric Energy Storage (EES) can significantly improve the reliability of rural feeder customers with no cross connect switches to alternative supply. In such setups, there can be a financial incentive for aggregators to facilitate bulk storage to deal electricity with energy supplier and customers by using optimal scheduling strategy. Within this context, this paper proposes a framework for network reliability assessment to include bulk storage scheduling strategy in the evaluation. In this technique, seasonal effects on load demand and RER output, electricity market price, islanding provisions and EES state of charge (SOC) are taken into consideration. Finally, a case study is presented to illustrate the application of this approach and to evaluate the results. Introduction: In rural networks with long feeders, cross connect switches to alternative supply feeders may not be economically viable, or even be practically possible. In such cases often poor reliability is reported, for instance; as noted in a utility Distribution Annual Planning Report (DAPR) [1]. Inclusion of EES facilities in these networks not only reduces energy and peak network costs for the customer, it can significantly improve customers’ reliability by making some islanding operation possible. Generally, customers are reluctant to invest and manage such expensive devices, therefore aggregator owned bulk storage is recommended in literature [2–6]. But, in addition to EES, the inclusion of customers’ RER in rural distribution networks can also complement financial benefits to both aggregators and customers. Nonetheless, such network arrangements can introduce complications in terms of reliability assessment. Commonly, reliability evaluation methods are categorized into two main techniques; simulation and analytical methods. Both techniques are based on failure mode and effect analysis (FMEA) for evaluating load points and system reliability indices [7]. With the integration of Photovoltaic (PV) resources and EES into the distribution system new evaluation approaches are required to assess the reliability, with different modes of operation. As part of maximizing the cost benefit operation of storage, an economic charge/discharge scheduling strategy is required for bulk storage devices to take advantage of market price changes. This scheme needs to be coupled with probabilistic network outage events for long term economic viability and network planning purposes.

بخشی از ترجمه مقاله (صفحه 16 و 17 فایل ورد ترجمه)