دانلود ترجمه مقاله یک مدل زمانبندی پاسخ به تقاضای مبتنی بر قیمت در بازار برق

1. مقدمه 2. فرمول بندی صورت حساب تقاضای مبتنی بر قیمت 3. مدل شفاف سازی بازار روز بعد 4. مطالعه موردی 5. نتیجه گیری

مقدمه: در بهره برداری از سیستم قدرت، مساله کلیدی، ایجاد تعادل زمان واقعی توان اکتیو و راکتیو بین تولید و تقاضا می باشد. تغییرات مصرف برق در سمت تقاضا، چالش اصلی پیش روی ISO می باشد. به طور سنتی، بیشتر سیستم های قدرت در جهان به روشی کار می کنند که تغییرات تقاضا، پیرو و متعادل شده با تولید می باشد که پیروی از بار نامیده می شود. با این حال، توانایی ژنراتورها در دنبال کردن نوسانات تقاضا، با محدودیت فیزیکی ذاتی آنها مانند محدودیت های رمپ، زمان های بالا و پایین تقاضا و غیره ایجاد می گردد. علاوه بر این، هرچقدر که منابع انرژی تجدیدپذیر بیشتر با شبکه ادغام می گردند، انتظار می رود که ماهیت تناوبی و عدم قطعیت در سیستم قدرت نیز به سطوح بسیار بالایی برسد. در سال های اخیر، معرفی برنامه های پاسخ به تقاضا (DR)، راه حل های جدیدی را برای ISOها در راستای رسیدگی به این مسائل در مرحله زمانبندی روز بعد به ارمغان آورده است. DR در قالب تعرفه ها و برنامه هایی تعریف می گردد که تغییرات را در مصرف برق مشتریان در طرح بازار برق کنترل می کند [1]. برای ISOها، تقاضای پاسخگو می تواند به عنوان منبع مهمی برای بهره برداری از سیستم استفاده گردد [2]. در حال حاضر، ISOها در ایالات متحده، دو نوع عمده از برنامه های DR را پیشنهاد می دهند: برنامه های قطع تقاضا و برنامه های تقاضای پاسخگوی قیمت. در برنامه های قطع تقاضای پیشنهاد شده توسط PJM و NYISO، LSEها برای کاهش تقاضا در بازارهای روز بعد جبران سازی می شوند [3]، [4]. در برنامه های تقاضای پاسخگوی قیمتی پیشنهاد شده توسط PJM و CAISO، تقاضای جمع آوری شده LSEها را می توان هنگام تغییر قیمت بدون پخش بار مرکزی توسط ISOها تعدیل کرد [3]، [5]. زمانبندی روز بعد تقاضای مبتنی بر قیمت، اخیرا در مقالات [6]-[9] مورد مطالعه قرار گرفته است. در [6] و [9]، تغییر تقاضا در پاسخ به قیمت بالا مورد مطالعه قرار گرفته است. در [7]، تقاضای قابل قطع و تغییر تقاضا به طور جداگانه در مدل قرار گیری واحد در مدار روز بعد مورد بررسی قرار گرفته اند. در [8]، تغییر تقاضا در برابر محدودیت های امنیتی در سیستم های قدرت بررسی شده است.

INTRODUCTION: In the operation of power system, the key issue is the real time balancing of active and reactive power between generation and demand. The variation of power consumption on the demand side is a main challenge for the ISO. Traditionally, most of the power systems in the world are operated in the way that the variation of demand is followed and balanced by the generation, which is called “load following”. However, the ability of generators to follow demand fluctuation is constrained by their inherent physical limits, such as ramping limits, minimum up and down time, etc. Furthermore, with more and more renewable energy resources being integrated into the grid, the intermittency and uncertainty in power systems is expected to reach a very high level. This has put more challenge to ISOs in balancing the power system. In recent years, the introduction of demand response (DR) programs has brought new solutions for ISOs to tackle this issue at the day-ahead scheduling stage. DR is defined as the tariffs or programs that motivate changes in electricity consumption by customers within the electricity market scheme [1]. For ISOs, the responsive demand can be utilized as an important resource for system operation [2]. Currently, ISOs in the U.S. offer 2 major types of DR programs: the demand curtailment programs and the price responsive demand programs. In demand curtailment programs offered by PJM and NYISO, LSEs are compensated for bidding demand reduction into dayahead market [3], [4]. In price responsive demand programs offered by PJM and CAISO, the aggregated demand of LSEs can be modified when price changes, without being centrally dispatched by ISOs [3], [5]. Day-ahead scheduling of price-based demand has recently been studied in [6]-[9]. In [6] and [9], demand shifting in response to the high price is studied. In [7], curtailable demands and shifting demands are treated separately in day-ahead unit commitment model. In [8], shifting demand is evaluated against security constraints in power systems.