Network pricing as a means to recov

Network pricing as a means to recover the investment costs
from network users should also reflect users’ contribution to
the costs needed in maintaining an appropriate level of
reliability or security of supply [10-14]. Substantial research
has been conducted on pricing with network security/reliability,
but the majority of the work focuses on allocating the
embedded network cost in transmission systems [15-18].
These approaches allocate the embedded costs based on
marginal reliability margin and capacity share between normal
and abnormal conditions. None of them can reflect the costs of
future reinforcement and consequently are unable to influence
the locations and sizes of the future generation and demand.
Another disadvantage associated with the transmission
charging approaches is that they do not consider differing
interruption tolerance for customers.
The charging methodologies at the distribution level are
less advanced. Prior to 2007, there was no locational
distribution charging methodologies and the fixed costs are
allocated based on yardstick approaches with differing
sophistication [19, 20]. The increasing distributed generators
(DG) need locational signals at the distribution level to guide
their sizes and sites [21]. The UK is the first country
introducing locational network charges at the distribution level.
The Long-run Incremental Cost (LRIC)- utilized at its Extra
High Voltage (EHV) distribution networks seeks to reflect the
impact on future investment in networks as a result of a
generation injection or a load withdrawal at each study node
[22, 23]. The model also considers network security when
identifying reinforcement costs and calculating charges [24]. It
assigns each component with a contingency factor, defined as
the ratio of the component’s maximum contingency flow under
N-1 or N-2 contingencies over its normal flow and the
component available capacity is then scaled down accordingly
with the factor [10]. The maximum contingency flow is the
flow along a component under its most serious contingency;
the most serious contingency is the contingency event that
gives rise to the largest increase in the component’s power
flow. The other charging model used at EHV distribution
networks - Forward Cost Pricing (FCP) - runs network
contingency analysis to determine the volume of components’
rated capacity needed to be reserved for the worst contingency
events [24, 25]. The two approaches are still based on two
assumptions: i) all components have the same failure rates and,
ii) all nodes connected with customers have no supply
interruption allowance. These assumptions overestimate the
impacts of network security on long-term investment and
generate less cost-reflective network charges.
A novel network pricing model for higher voltage
distribution networks is proposed to integrate the stochastic
features of component reliability and allowed nodal supply
interruptions. Due to the complexity of reliability calculation
[26, 27], it is very hard to directly include it in network
charging. An alternative method is to use analytical
approaches to simplify the calculations [28, 29]. Firstly, the
allowed nodal load loss and the allowed interruption duration
are combined together to form nodal Expected Energy Not
Supply (EENS) to reflect the nodal tolerance to supply
interruptions. Then, the calculated EENS together with a
component’s Mean Time to Repair (MTTR) and annual
Failure Rate (FR) are used to form the nodal tolerable loss of
load (TLoL). The new method curtails the nodal TLoL
supported by each component when determining its maximum
flow in contingencies that define its future reinforcement. The
flow is then translated into its reinforcement horizon and the
impacts of nodal injections or withdraws are reflected by
recognizing the change in the component reinforcement
horizon. The model is able to recognize the impact on network
investment from customer unreliability allowance and
components reliability levels. The proposed model is
demonstrated on a two-busbar notional network and an actual
distribution system taken from the U.K. network. Sensitivity
analysis is also conducted to investigate the impacts of
component reliability and nodal unreliability tolerance on the
nodal charges.
The rest of this paper is organized as: Section II introduces
the deterministic and reliability based network reinforcement
methodologies. In section III, the impact of network reliability
on component reinforcement horizons in three typical
networks are studied. Section IV introduces the normal case
reinforcement horizon calculation and section V reports the
framework of the proposed model. Sections VI and VII
employ two systems to demonstrate the proposed method.
Section VIII presents a short discussion of using commercial
reliability package to facilitate the application of the proposed
approach. Section IX concludes this paper.
II. DETERMINISTIC AND RELIABILITY-BASED NETWORK
REINFORCEMENT
Methodologies used for i

Kết quả (Việt) 2:

Giá của mạng như một phương tiện để thu hồi chi phí đầu tư
từ người sử dụng mạng cũng cần phản ánh sự đóng góp của người sử dụng đến
các chi phí cần thiết trong việc duy trì một mức độ thích hợp của
độ tin cậy, an ninh của cung [10-14]. Nghiên cứu đáng kể
đã được thực hiện về giá với mạng lưới an ninh / độ tin cậy,
nhưng phần lớn các công việc tập trung vào việc phân bổ các
chi phí mạng nhúng trong hệ thống truyền tải [15-18].
Các phương pháp phân bổ chi phí nhúng dựa trên
biên độ tin cậy biên và khả năng chia sẻ giữa bình thường
điều kiện và bất thường. Không ai trong số họ có thể phản ánh các chi phí
gia cố trong tương lai và do đó không thể ảnh hưởng đến
vị trí và kích thước của các thế hệ và nhu cầu trong tương lai.
Một bất lợi liên quan đến việc truyền tải
tính cách tiếp cận là họ không xem xét khác nhau
chịu sự gián đoạn cho khách hàng.
Các phương pháp sạc ở mức độ phân phối là
thấp hơn. Trước năm 2007, không có mặt vị trí
phân phối sạc phương pháp luận và các chi phí cố định được
phân bổ dựa trên tiêu chuẩn đánh giá phương pháp tiếp cận khác nhau với
sự tinh tế [19, 20]. Các máy phát điện phân tăng
(DG) cần tín hiệu về vị trí địa ở cấp phân phối để hướng dẫn
các kích cỡ và các trang web [21] của họ. Vương quốc Anh là quốc gia đầu tiên
giới thiệu phí mạng về địa điểm ở mức độ phân phối.
Các chi phí dài hạn gia tăng (LRIC) - sử dụng ở phụ của nó
điện áp cao (EHV) mạng lưới phân phối tìm cách phản ánh những
tác động về đầu tư trong tương lai trong các mạng như là kết quả của một
tiêm thế hệ hoặc rút tiền tải tại mỗi nút nghiên cứu
[22, 23]. Mô hình này cũng coi an ninh mạng khi
xác định chi phí gia cố và phí tính [24]. Nó
gán cho mỗi thành phần với một yếu tố ngẫu nhiên, định nghĩa là
tỷ lệ của dòng dự phòng tối đa các thành phần thuộc
N-1, N-2 dự phòng trên dòng chảy bình thường của nó và các
thành phần năng lực sẵn có sau đó được thu nhỏ lại cho phù hợp
với các yếu tố [10]. Các dòng chảy dự tối đa là
dòng chảy dọc theo một thành phần thuộc dự nghiêm trọng nhất của nó;
hờ nghiêm trọng nhất là sự kiện bất ngờ mà
đưa đến sự gia tăng lớn nhất trong khả năng của thành phần
dòng chảy. Các mô hình khác sạc sử dụng tại phân phối EHV
mạng - Chuyển tiếp Chi phí giá (FCP) - chạy mạng
phân tích ngẫu nhiên để xác định khối lượng của các thành phần '
đánh giá năng lực cần thiết để được dành cho các dự tồi tệ nhất
sự kiện [24, 25]. Hai phương pháp vẫn được dựa trên hai
giả định: i) tất cả các thành phần có tỷ lệ thất bại tương tự, và
ii) tất cả các nút kết nối với khách hàng không có nguồn cung cấp
trợ cấp bị gián đoạn. Những giả định đánh giá quá cao
tác động của an ninh mạng về đầu tư lâu dài và
phát sinh thêm phí mạng ít hơn chi phí phản xạ.
Một mô hình định giá mạng mới đối với điện áp cao hơn
mạng lưới phân phối được đề xuất để tích hợp ngẫu nhiên
các tính năng về độ tin cậy phần và cho phép cung cấp đầu mối
gián đoạn. Do sự phức tạp của tính toán độ tin cậy
[26, 27], nó là rất khó để trực tiếp bao gồm nó trong mạng lưới
sạc. Một phương pháp khác là sử dụng phân tích
các phương pháp để đơn giản hóa việc tính toán [28, 29]. Thứ nhất,
mất tải nút cho phép và thời gian gián đoạn cho phép
kết hợp với nhau để tạo thành nút mong đợi Năng lượng Không
Supply (EENS) để phản ánh khả năng chịu đựng mối cung cấp
bị gián đoạn. Sau đó, các EENS tính cùng với một
Mean Time của thành phần để sửa chữa (MTTR) và hàng năm
Tỷ lệ thất bại (FR) được sử dụng để tạo thành các lỗ nút chấp nhận được của
tải (TLoL). Phương pháp mới cắt bớt các TLoL nút
hỗ trợ bởi mỗi thành phần khi xác định tối đa của nó
chảy trong dự phòng xác định cốt thép trong tương lai. Việc
sau đó dòng chảy được dịch sang chân trời cốt của nó và
tác động của tiêm nút hoặc rút được phản ánh bởi
nhận ra sự thay đổi trong việc gia cố phần
chân trời. Mô hình này có thể nhận ra tác động trên mạng
đầu tư từ phụ cấp không đáng tin cậy của khách hàng và
mức độ tin cậy các thành phần. Mô hình đề xuất được
chứng minh trên một mạng nghĩa hai thanh cái và một thực tế
hệ thống phân phối được lấy từ mạng Vương quốc Anh. Độ nhạy
phân tích cũng được tiến hành để điều tra tác động của
độ tin cậy thành phần và bao dung không đáng tin cậy tiết điểm trên
. Phí nút
Phần còn lại của bài viết này được tổ chức như: Phần II giới thiệu
việc gia cố mạng xác định và độ tin cậy dựa trên
phương pháp luận. Trong phần III, tác động của độ tin cậy mạng
trên chân trời tăng cường thành phần trong ba điển hình
mạng được nghiên cứu. Mục IV giới thiệu các trường hợp bình thường
tính chân trời cốt thép và phần V báo cáo các
khuôn khổ của mô hình đề xuất. Phần VI và VII
sử dụng hai hệ thống để chứng minh các phương pháp được đề xuất.
Phần VIII trình bày thảo luận ngắn của việc sử dụng thương mại
gói độ tin cậy để tạo thuận lợi cho việc áp dụng các đề xuất
cách tiếp cận. Phần IX kết luận bài báo này.
II. MẠNG xác định và TIN CẬY-DỰA
tăng cường
phương pháp được sử dụng cho tôi