دانلود ترجمه مقاله تسویه بازار برق احتمالاتی مقاوم دو مرحله ای با ملاحظه ذخیره انرژی سیار

1. مقدمه 2. تشریح مساله 3. فرمولاسیون مساله 4. مطالعه موردی و نتایج شبیه سازی 5. نتیجه گیری

چکیده – این مقاله، یک چارچوب احتمالاتی استوار دو مرحله ای برای ارزیابی اثر سیستم «انتقال ذخیره انرژی با باتری» (BEST) در یک مدل تسویه بازار روز بعد را پیشنهاد می دهد. این مدل، فرآیند تصویه بازار انرژی را با یک مسئله مسیریابی قطار تلفیق می کند، به نحوی که یک شبکه زمانی-فضایی برای توصیف محدودیت های شبکه حمل و نقل ریلی (RTN)، مورد استفاده قرار می گیرد. به همین صورت، یک رویکرد پیشنهاد قیمت خرید «قابل جابجایی زمانی-فضایی» (PSS) برای افزایش انعطاف پذیری عملکرد شبکه قدرت و کاهش آلودگی های کربنی در سیستم بکار گرفته می شود. هدف اصلی مدل پیشنهادی، تعیین ساعتی مکان بهینه، برنامه ریزی شارژ/تخلیه سیستم BEST، پخش توان واحدهای حرارتی، برنامه ریزی زمانی بارهای انعطاف پذیر و همچنین یافتن قیمت مکانی نهایی (LMP) با ملاحظه حد تولید آلودگی روزانه واحدهای حرارتی،می باشد. چارچوب دو مرحله ای پیشنهادی، به بهره بردار بازار، متمایز سازی بین سطح ریسک همه عدم قطعیت های موجود و دستیابی به یک مدل تصمیم گیری انعطاف پذیرتر را ممکن می سازد. بهره بردار می تواند میزان محافظه کاری انجام تسویه بازار را با استفاده از یک روش غیراحتمالاتی براساس نظریه تصمیم «شکاف اطلاعاتی» (IGDT) برای کاهش اثر نوسانات توان به صورت بلادرنگ، اصلاح کند. برعکس، یک روش احتمالاتی مبتنی بر ریسک خنثی برای رفع عدم قطعیت تقاضای توان، استفاده می شود. نتایج مسئله «برنامه ریزی خطی عدد صحیح مختلط» (MILP) پیشنهادی، پتانسیل BEST و تقاضای PSS در کاهش LMP، ازدحام خط، آلودگی های کربنی و هزینه بهره برداری روزانه را تایید می کنند.

This paper proposes a two-stage robust-stochastic framework to evaluate the effect of the battery-based energy storage transport (BEST) system in a day-ahead market-clearing model. The model integrates the energy market-clearing process with a train routing problem, where a time-space network is used to describe the limitations of the rail transport network (RTN). Likewise, a price-sensitive shiftable (PSS) demand bidding approach is applied to increase the flexibility of the power grid operation and reduce carbon emissions in the system. The main objective of the proposed model is to determine the optimal hourly location, charge/discharge scheduling of the BEST system, power dispatch of thermal units, flexible loads scheduling as well as finding the locational marginal price (LMP) considering the daily carbon emission limit of thermal units. The proposed two-stage framework allows the market operator to differentiate between the risk level of all existing uncertainties and achieve a more flexible decision-making model. The operator can modify the conservatism degree of the market-clearing using a non-probabilistic method based on info-gap decision theory (IGDT), to reduce the effect of wind power fluctuations in real-time. In contrast, a risk-neutral-based stochastic technique is used to meet power demand uncertainty. The results of the proposed mixed-integer linear programming (MILP) problem, confirm the potential of BEST and PSS demand in decreasing the LMP, line congestion, carbon emission, and daily operation cost.