دانلود ترجمه مقاله به مدارآوری واحد مقید به شبکه مبتنی بر ریسک

1. مقدمه 2. ساختار کلی الگوریتم پیشنهادی 3. فرمولاسیون مسئله NCUC مبتنی بر ریسک 4. سست سازی محدب مدل NCUC پیشنهادی 5. پیاده سازی 6. بحث و بررسی 7. نتیجه گیری

چکیده – خطاهای پیش بینی منابع انرژی پراکنده (DER ها) و تقاضاهای ساعتی در عدم قطعیت های سیستم قدرت و ریسک های بیشتر در برنامه ریزی روز بعد بازارهای برق، دخیل هستند. در این مقاله، یک رویکرد مبتنی بر ریسک برای تعیین جواب احتمالاتی «مدار آوری واحد مقید به شبکه» (NCUC) هنگام گنجاندن عدم قطعیت های دیگر در برنامه ریزی سیستم قدرت، معرفی می شود. داده های تاریخی معاملات بازار برق برای مدل سازی عدم قطعیت های تزریق گره ی و الزامات ظرفیت رزرو برای ارزیابی جواب NCUC مبتنی بر ریسک، مورد ملاحظه قرار گرفته اند. مسئله NCUC پیشنهادی به صورت یک برنامه مخروطی مرتبه دوم مرحله اول فرموله می شود که یک الگوریتم محدب است. روش پیشنهادی، جواب بهینه ای برای مسائل احتمالاتی مقیاس بزرگ فراهم می کند و به گنجاندن متغیرهای DER در بهره برداری ایمن و اقتصادی از سیستم های قدرت کمک می کند. الگوریتم احتمالاتی پیشنهادی تست شد و نتایج برای مطالعات موردی IEEE RTS-96 و IEEE 300 شینه ای مورد تحلیل قرار گرفتند. مقدمه: نفوذ منابع انرژی متغیر همراه با بهره گیری از بارهای حساس به قیمت، عدم قطعیت های عرضه (تامین) و تقاضا را در سیستم های قدرت تشدید کرده است. در چنین مواردی، بهره برداران سیستم (SO ها) باید از ابزارهای عددی مناسب برای مقابله با عدم قطعیت ها در بهره برداری روزانه از سیستم های قدرت استفاده کنند. از جمله این ابزارها، به مدارآوری واحد مقید به شبکه (NCUC) است که نقش قابل توجهی در گرفتن تصمیمات استوار ایفا می کند هنگامی که SO ها، برنامه های ساعتی برای حفظ امنیت سیستم قدرت در یک محیط غیرقطعی، طراحی می کنند. پیچیدگی راهکار NCUC ساعتی زمانی افزایش می یابد که عدم قطعیت های تولید و تقاضا در نظر گرفته شوند، زیرا جواب سیستم قدرت نیاز به داده های ورودی بیشتری برای برنامه ریزی روز بعد دارند [1]. در مجموعه مقالات، روش های متعددی برای حل مسئله NCUC هنگام گسترش انرژی تجدید پذیر در سیستم های قدرت، ارائه داده اند. این روشهای جواب به روش های قطعیتی و احتمالاتی تقسیم بندی می شوند. روش قطعیتی که در سیستم های قدرت کاربرد گسترده ای داشته است، به مدار آوری ساعتی منابع تولید را فراهم می کند تا سطح بار از پیش تعیین شده را تامین کند و یک الزام رزرو محافظه کارانه برای پاسخ به عدم قطعیت های بزرگ مانند خرابی بزرگترین مولد، فراهم کند [2]. رویکردهای قطعیتی نیاز به داده های ورودی کمتری دارند و بارهای محاسباتی کمتر سختگیرانه برروی سیستم های مقیاس بزرگ تحمیل می کنند. با این حال، عدم قطعیت های سیستم در رویکردهای قطعیتی که نیاز به یک سطح محافظه کارانه از رزرو برای مدیریت امنیت سیستم دارند، مدل سازی نشده اند. بنابراین، رویکردهای قطعیتی که ممکن است باعث گرفته شدن تصمیمات UC مقرون به صرفه می شوند، تضمین نمی کنند که سیستم بتواند در برابر هر سناریوی احتمالی، مقاومت و تحمل داشته باشد [3].

The forecast errors for distributed energy resources (DERs) and hourly demands have contributed to power system uncertainties and additional risks in the day-ahead scheduling of electricity markets. In this paper, a risk-based approach is introduced to determine the stochastic solution of network-constrained unit commitment (NCUC) when additional uncertainties are embedded in the power system scheduling. The historical power market transaction data are used to model nodal injection uncertainties and reserve capacity requirements are considered to assess the solution of the risk-based NCUC. The proposed NCUC problem is formulated as a single-stage second order cone program which is a convex algorithm. The proposed approach provides an efficient solution for large-scale stochastic problems and helps accommodate the DER variabilities in secure and economic operations of power systems. The proposed stochastic algorithm is tested and the results are analyzed for the IEEE RTS-96 and IEEE 300-bus test systems. INTRODUCTION: The penetration of variable energy resources together with the utilization of price sensitive loads have intensified supply and demand uncertainties in power systems. In such cases, system operators (SOs) have to use proper numerical tools to deal with uncertainties in the daily operation of power systems. Among these tools, network-constrained unit commitment (NCUC) plays a significant role in providing robust decisions when SOs devise hourly schedules for maintaining the power system security in an uncertain environment. The complexity of the hourly NCUC solution will be heightened when generation and demand uncertainties are considered as the power system solution will require additional input data for the day-ahead scheduling. [1]. In the literature, numerous approaches are introduced for solving the NCUC problem when the proliferation of renewable energy is considered in power systems. These solution methods are categorized into deterministic and stochastic approaches. The deterministic approach which has been widely implemented in power systems provides the hourly commitment of generation resources in order to satisfy a predetermined load level and a conservative reserve requirement to respond to large contingencies such as the loss of the largest generator [2]. The deterministic approaches require fewer input data and impose less stringent computational burdens on large-scale systems. However, system uncertainties are not modeled in deterministic approaches which require a conservative level of reserve for managing the system security. Hence, deterministic approaches, which may result in economically-efficient UC decisions, do not guarantee that the system can withstand every probable scenario [3].

ترجمه این مقاله در 26 صفحه آماده شده و در ادامه نیز صفحه 7 آن به عنوان نمونه قرار داده شده است که با خرید این محصول می توانید، فایل WORD و PDF آن را دریافت نمایید.