Tối ưu hóa vận hành hệ thống điện có xét đến các thiết bị điều chỉnh trong hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt ( TCSC và TCPAR )669

Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO trờng đại học Bách khoa Hà nội Phơng Hoàng Kim Tối u hoá vận hành hệ thống điện có xét đến thiết bị ®iỊu chØnh hƯ thèng trun t¶i xoay chiỊu linh hoạt (TCSC TCPAR) Luận áN tiến sĩ kỹ thuật Hà nội 2008 ii Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO trờng đại học Bách khoa Hà nội Phơng Hoàng Kim Tối u hoá vận hành hệ thống điện có xét đến thiết bị điều chỉnh hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt (TCSC TCPAR) Chuyên ngành : Mạng hệ thống điện MÃ số chuyên ngành : 62.52.50.05 Luận án tiến sĩ kỹ thuật NGƯờI hớng dẫn khoa học: PGS TS Trần Bách Hà néi – 2008 iii LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng tơi Các kết nêu luận án trung thực chưa công bố cơng trình khác Tác giả luận án Phương Hồng Kim iv LỜI CẢM ƠN Để hoàn thành đựợc luận án, nỗ lực nghiên cứu thân, tác giả nhận đựợc nhiều quan tâm, giúp đỡ từ bên ngồi Tác giả vơ biết ơn dẫn, giúp đỡ tận tình thầy giáo hướng dẫn: Phó Giáo sư Tiến sĩ Trần Bách suốt q trình làm luận án Khơng tận tình vai trị người hướng dẫn khoa học, Phó Giáo sư có động viên, khích lệ kịp thời để tác giả nỗ lực, tập trung nghiên cứu vượt qua khó khăn thời điểm định trình làm luận án Tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn nhiệt tình giúp đỡ góp ý q báu Giáo sư Viện sĩ Tiến sĩ Khoa học Trần Đình Long, Giáo sư Tiến sĩ Lã Văn Út - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Tiến sĩ Lê Anh Tuấn - Trường Đại học Công nghệ Chamlmer Thụy Điển, giúp cho tác giả mở rộng hướng nghiên cứu, nâng cao chất lượng luận án Tác giả xin chân thành cảm ơn Tiến sĩ Trần Văn Tớp, Tiến sĩ Đinh Quang Huy tồn thể cán giảng viên mơn Hệ Thống Điện - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội ủng hộ, góp ý chun mơn sâu sắc cho tác giả thời gian làm luận án Tác giả xin chân thành cảm ơn Viện Đào tạo Sau đại học - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, đồng nghiệp Vụ Khoa học Công nghệ, chuyên gia Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam giúp đỡ, tạo điều kiện cung cấp liệu cần thiết cho nghiên cứu luận án Cuối định, tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn quan tâm, động viên gia đình, họ hàng bạn bè suốt thời gian qua Nhờ đó, tác giả có thêm nhiều thời gian nghị lực để hoàn thành luận án Tác giả luận án v Mục lục Mở đầu 1 Tính cấp thiết luận án Mục đích nghiên cứu Đối tượng phạm vi nghiên cứu Ý nghĩa khoa học thực tiễn luận án Kết cấu luận án Chương 1- Tổng quan tối ưu hoá vận hành hệ thống điện ứng dụng thiết bị FACTS 1.1 Tổng quan tối ưu hoá vận hành hệ thống điện 1.1.1 Lập kế hoạch vận hành 1.1.2 Hệ thống truyền tải mở 1.1.3 Mơ tả tốn học tốn tối ưu hố thơng thường 1.2 FACTS ứng dụng FACTS 12 1.2.1 Giới thiệu 12 1.2.2 Mối quan hệ thông số điều khiển đường dây truyền tải 14 1.2.3 Các dạng thiết bị điều khiển FACTS 18 1.2.4 Mô tả định nghĩa thiết bị điều khiển FACTS 22 1.2.5 Ứng dụng thiết bị FACTS 33 1.2.6 Chi phí đầu tư hiệu kinh tế thiết bị FACTS 36 1.2.7 Kết luận 39 Chương - Nguyên lý cấu tạo thiết bị TCSC TCPAR 40 2.1 Tụ bù dọc điều khiển thyristor (TCSC) 40 2.1.1 Nguyên lý hoạt động kháng điều chỉnh Thyristor – TCR (Thyristor Controlled Reactor) 40 2.1.2 Cấu tạo nguyên lý tụ điện bù dọc điều khiển Thyristor (TCSC) 46 2.2 Thiết bị điều khiển góc pha Thyristor (TCPAR) 53 2.2.1 Các đặc tính hoạt động thiết bị điều khiển góc pha 54 2.2.2 Mơ hình trạng thái xác lập thiết bị điều khiển góc pha tĩnh (SPS) 57 2.2.3 Các đặc tính hoạt động trạng thái xác lập thiết bị SPS 60 2.2.4 Cấu trúc chế điều khiển TCPAR: 62 Chương - Bài tốn tối ưu có xét đến thiết bị FACTS xác định vị trí đặt tối ưu thiết bị FACTS 64 3.1 Mơ hình hố thiết bị FACTS chế độ xác lập mơ hình bơm cơng suất 64 3.1.1 Thiết bị bù nối tiếp điều khiển thyristor - Thyristor Controlled Series Compensator (TCSC) 64 3.1.2 Thiết bị điều chỉnh góc pha - Thyristor Controlled Phase Angle Regulator (TCPAR) 66 3.2 Bài toán tối ưu vận hành 68 3.2.1 Bài tốn tối ưu vận hành thơng thường 68 3.2.2 Bài toán tối ưu vận hành có xét đến thiết bị FACTS 71 3.3 Công cụ lập trình phương pháp giải tốn vận hành tối ưu có xét đến thiết bị FACTS: 74 3.3.1 Giới thiệu GAMS 74 3.3.2 Phương pháp giải GAMS/MINOS để giải toán phi tuyến 77 vi 3.3.3 Lập chương trình giải tốn vận hành tối ưu hệ thống điện có xét đến thiết bị FACTS GAMS 80 3.4 Bài toán xác định vị trí thiết bị FACTS 86 3.4.1 Giới thiệu 86 3.4.2 Phương pháp xác định vị trí thiết bị FACTS 87 Chương - Tối ưu hoá vận hành hệ thống điện Việt Nam có xét đến thiết bị FACTS 91 4.1 Hệ thống điện Việt Nam khả ứng dụng thiết bị FACTS 91 4.1.2 Hiện trạng lưới truyền tải 220kV 110 kV 93 4.2 Tính tốn Hệ thống điện 500 - 220 - 110 kV miền Bắc Việt Nam chưa có thiết bị FACTS 97 4.2.1 Hệ thống điện 500-220-110 kV miền bắc Việt Nam 97 4.2.2 Kết tính tốn tối ưu Hệ thống điện Miền Bắc chưa có thiết bị FACTS 104 4.2.3 Kết tính tốn tối ưu Hệ thống điện Miền Bắc có xét đến thiết bị FACTS vị trí thiết bị FACTS 107 4.2.4 Hiệu thiết bị FACTS chất lượng điện áp 116 Chương - Kết luận kiến nghị 118 TÀI LIỆU THAM KHẢO 120 Phụ lục 124 vii Mục lục hình Hình 1.1 : Thiết bị FACTS dạng A……………………………………… 14 Hình 1.2: Thiết bị FACTS dạng B………………………………………… 14 Hình 1.3: Thiết bị FACTS dạng C………………………………………… 14 Hình 1.4: Điều khiển cơng suất đường dây truyền tải điện xoay chiều………………………………………………………………… 15 Hình 1.5: Các dạng thiết bị điều khiển FACTS…………… 19 Hình 1.6: Các thiết bị điều khiển ngang…………………………………… 23 Hình 1.7: Các thiết bị điều khiển dọc……………………………………… 29 Hình 1.8: Các thiết bị điều khiển tổ hợp dọc ngang…………………… 31 Hình 1.9: Các điều khiển khác………………………………………… 33 Hình 1.10a: Chi phí đầu tư điển hình cho SVC/STATCOM……………… 37 Hình 1.10b: Chi phí đầu tư điển hình cho SC, TCSC UPFC…………….37 Hình 1.11a: Doanh số bán hàng hàng năm………………………………….38 Hình 1.11b: Chi phí đầu tư điển hình đường dây truyền tải AC cao áp mới………………………………………………………………… 38 Hình 2.1: Ngun lý cấu tạo Thyristor………………………………….41 Hình 2.2: Sóng điện áp đầu mạch trở có thyristor…………… 41 Hình 2.3: Nguyên lý cấu tạo hoạt động TCR……………………… 42 Hình 2.4: Ảnh hưởng giá trị góc mở α đến dịng điện TCR……… 43 Hình 2.5: Sơ đồ hệ thống điều khiển TCSC………………………….…47 Hình 2.6: Sơ đồ nguyên lý hoạt động TCSC……………………… 48 Hình 2.7: Sơ đồ hệ thống điện đơn giản với TCSC…………………………48 Hình 2.8: Khối hệ thống điều khiển TCSC………………………………….49 Hình 2.9: Điều khiển TCSC…………………………………………………50 Hình 2.10: Đặc tính thay đổi điện kháng giá trị góc mở α TCSC… 52 Hình 2.11a: Sơ đồ mơ tả thiết bị điều khiển góc pha……………………… 55 Hình 2.11b: Đồ thị điện áp pha…………………………………….…… …55 Hình 2.12a: Sơ đồ thiết bị dịch chuyển góc pha thơng thường…………… 56 Hình 2.12b: Đồ thị điện áp pha thiết bị dịch chuyển góc pha thơng thường…………………………………………………………………55 Hình 2.13: TCPAR sử dụng đầu thay đổi thyristor máy biến áp ba pha cho điều chỉnh điện áp rời rạc…………………………….…57 Hình 2.14: Sơ đồ pha thiết bị SPS…………………………………….58 Hình 2.15: Sơ đồ pha thiết bị SPS………………………………….58 Hình 2.16: Mạch tương đương thiết bị SPS…………………………….59 Hình 2.17: Mạch tương đương đường dây hình tia thiết bị SPS…….60 Hình 2.18: Ảnh hưởng điện áp pha vng góc bơm vào theo điện áp cơng suất tác dụng……………………………………………… 61 Hình 2.18: Ảnh hưởng điện áp pha vng góc bơm vào theo dịng điện cơng suất phản kháng…………………………………… … 62 Hình 2.20: Mạch điều khiển bên sở TCPAR………………… 63 viii Hình 2.21: Mơ hình TCPAR……………………………………………… 63 Hình 3.1: Mơ hình đường dây truyền tải…………………………………….64 Hình 3.2: Mơ hình TCSC………………………………………………… 65 Hình 3.3: Mơ hình cơng suất bơm TCSC…………………………… …….65 Hình 3.4: Sơ đồ tương đương TCPAR………………………………….… 66 Hình 3.5: Mơ hình cơng suất bơm TCPAR……………………………….…66 Hình 3.6: Sơ đồ thuật tốn chương trình lập GAMS…………… 81 Hình 3.7: Sơ đồ thuật tốn xác định tối ưu vị trí thiết bị FACTS……….89 Hình 4.1: Sơ đồ hệ thống điện 220-500 kV miền Bắc Việt Nam………… 100 Hình 4.2: Biểu đồ phụ tải ngày điển hình miền Bắc……………………….101 Hình 4.3: Vị trí TCSC TCPAR hệ thống điện miền Bắc… …109 Hình 4.4: So sánh biên độ điện áp có TCPAR lắp đặt đường dây 2001-2020 khơng có thiết bị FACTS cực đại……………….… 117 Hình 4.5: So sánh biên độ điện áp có TCSC lắp đặt đường dây 2020-2021 khơng có thiết bị FACTS cực đại……………………117 ix Mục lục bảng Bảng 1.1: Các dạng thiết bị FACTS………………………….…………… 13 Bảng 1.3: Những lợi ích thiết FACTS với ứng dụng khác 34 Bảng 1.4 : Các ứng dụng trạng thái xác lập FACTS…………………….34 Bảng 1.5 : Các ứng dụng trạng thái động FACTS……………………….35 Bảng 2.1 : Giá trị dòng điện điện cảm không đổi……………………………44 Bảng 3.1 : Các chương trình GAMS……………………………… 75 Bảng 4.1 : Khối lượng đường dây trạm biến áp………………………… 91 Bảng 4.2: Tổng hợp khối lượng đường dây trạm 500 kV……………… 92 Bảng 4.3: Tổng hợp khối lượng đường dây………………………………….93 Bảng 4.4: Tổng hợp khối lượng trạm biến áp 220 kV, 110 kV…………… 94 Bảng 4.5: Trào lưu công suất hệ số mang tải đường dây 220 kV miền Bắc cực đại………………………………………… 101 Bảng 4.6: Chi phí vận hành – Model-1 sở Tổng tổn thất công suất tác dụng – Model-2 sở………………………………………… ………104 Bảng 4.7: Nguồn huy động Model-1 Model-2 chưa có FACTS…………………………………………………………………… 105 Bảng 4.8: Tổng tổn thất tổng chi phí vận hành Model-1 Model-2 chưa có thiết bị FACTS………………………………… … 106 Bảng 4.9: Hệ số mang tải đường dây 220 kV Model-1 Model-2……………………………………….……………………………106 Bảng 4.10: Chi phí vận hành tổng tổn thất cơng suất tác dụng kịch có TCSC TCPAR………………………………… ………….108 Bảng 4.11: Tổng tổn thất công suất tác dụng chi phí Model-1 có TCSC lắp đặt đường dây 2020-2021 TCPAR lắp đặt đường dây 2001-2020…………………………………………………………… 110 Bảng 4.11: Tổng tổn thất cơng suất tác dụng chi phí Model-2 có TCSC lắp đặt đường dây 2020-2021 TCPAR lắp đặt đường dây 2001-2020………………………………………………………………111 Bảng 4.13: Giá trị X TSCS TCSC lắp đặt đường dây 2020-2021 фTCPAR TCPAR lắp đặt đường dây 2001-2020……………… 112 Bảng 4.14: Kết nguồn huy động Model-1 Model-2 có TCSC lắp đường dây 2020-2021 TCPAR lắp đường dây 2001-2020…113 Bảng 4.15: So sách tổng tổn thất công suất tác dụng chi phí vận hành Model-1 Model-2 có TCSC TCPAR…………………….… 114 Bảng 4.16: Mức mang tải số đường dây Model-1 Model-2 có TCSC TCPAR cực đại……………… .115 x Danh mục chữ viết tắt CSPK CSTD EVN FACTS HTĐ IEEE LP MILP MINLP MINOS Model-1 Model-2 NLP NMĐ NMNĐ NMTĐ OPF PARs PI POD SPS STATCOM SVC TCPAR TCR TCSC UPFC Công suất phản kháng Công suất tác dụng Tập đoàn Điện lực Việt Nam Thiết bị điều chỉnh hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt Hệ thống điện Viện Kỹ thuật Điện Điện tử Thuật tốn tuyến tính Thuật tốn tuyến tính ngun hỗn Thuật toán phi tuyến nguyên hỗn Module sở hệ thống tối ưu phi tuyến Bài toán cực tiểu chi phí vận hành hệ thống Bài tốn cực tiểu tổng tổn thất cơng suất tác dụng Thuật tốn phi tuyến Nhà máy điện Nhà máy nhiệt điện Nhà máy thuỷ điện Tối ưu vận hành Thiết bị điều chỉnh góc pha khí Khối tỷ lệ tích phân Khối giảm dao động công suất THiết bị điều chỉnh pha tĩnh Thiết bị bù đồng tĩnh Thiết bị bù tĩnh Thiết bị điều chỉnh góc pha Thyristor Kháng điều chỉnh Thyristor Tụ bù dọc điều khiển Thyristor Thiết bị điều khiển công suất hợp 139 2010.2007 2009.2008 2008.1005 2010.2009 2009.1007 2010.2011 2010.2012 2010.2016 2010.2017 2010.2018 2010.1009 2013.2012 2013.1011 2014.2012 2014.1010 2012.2015 2012.1012 2015.2016 2018.2017 2018.2019 2020.2021 2020.2024 2021.2024 2021.2022 2022.2023 2024.2025 2025.2026 2027.2026 5001.2001 5001.5002 5002.5003 140 5003.5004 5004.2018 5003.2020 5003.5005 5003.5006 5005.5007 5006.5008 5007.5009 5008.5009 5009.2027 1002.1001 1002.1003 1004.1003 1006.1005 1008.1007 1009.1007 1009.1010 1010.1011 1012.1010 /; inc(j,i)$(inc(i,j)ne 0) =inc(i,j); parameter S_max(i,j); S_max(i,j)=linedata(i,j,'lcap'); parameter r(i,j), x(i,j),YR(i,j),YX(i,j); $ontext r and x are the series reistance and reactances of the branches respectively YR and YX are the series conductance and suscepanc of the branches 141 $offtext r(i,j)=linedata(i,j,'res' ); x(i,j)=linedata(i,j,'reac'); YR(i,j)$(inc(i,j)=1)=r(i,j)/(sqr(r(i,j))+sqr(x(i,j))); YX(i,j)$(inc(i,j)=1)=-x(i,j)/(sqr(r(i,j))+sqr(x(i,j))); display YR, YX parameter Bl(i,j),Bll(i,j),Bshunt(i) shunt admittance from line charging; $Ontext stepwise manipulation of shunt admittaces to get the total shunt admittance at a bus $Offtext Bl(i,j)=linedata(i,j,'sus'); *This extracts the line charging from the table of branch impedances *this gives the total line charging per branch despite the number of parallel paths Bshunt(i)= sum(j,Bl(i,j))+Busdata(i,'Bs'); display Bshunt; $Ontext Building the admittance matrix, the Ybus $Offtext Parameters YG(i,j) admittance conductance from series impedance; YG(i,j)= -YR(i,j); $ontext We have already calculated the series conductance, so we just use it to build the Ybus The above statement aggregates the branch admittance despite the number of branches 142 $Offtext Parameters YGG1(i) real part of diagonal elements of admittance matrix; YGG1(i)=sum(j,(-1*YG(i,j))); *Here we calculate the diagonal elements of the admittance matrix but just *for the real parts *Below we convert the representationof the diagonal elements in matrix form Parameters YGG(i,j) expressing the above in matrix form so that we can combine with the off diagonal elements of YG; YGG(i,i)= YGG1(i); $ontext We then combine the diagonal and off diagonal elements Note well YG(i,j)=0 for i=j above $Offtext YG(i,j)=YG(i,j)+YGG(i,j); *YG(i,j)=YG(j,i); display YG; *Calculation of off diagonal elements of the admittance matrix for the imaginary part * X(i,j) is the reactance matrix of the lines, see table X(i,j) Parameters YB(i,j) admittance susceptance from series impedance; $Ontext Since we may have parallel branches we add the series conductance YB=-YX $Offtext YB(i,j)= -YX(i,j); 143 *The code below: * Building the diagonal elements of the admittance matrix for the imaginary parts * yii=Yik+Yio where Yik is the imaginary part of the admittance of the line between i and j * and Yio is the shunt devices connected to bus i including the line charging Parameters YBB1(i) imaginary part of line charging + shunt admittance aggregated at bus i; YBB1(i)=sum(j,-1*YB(i,j))+Bshunt(i); *Bshunt has already been determined Parameters YBB(i,j) expressing the above in matrix form so that we can combine with the off diagonal elements of YB; YBB(i,i)=YBB1(i); * We now combine the above two matrices to form a unified admittance matrix for *imaginary part YB(i,j)=YB(i,j)+YBB(i,j); *display YB *The admittance matrix is now of the form YG(i,j)+jYB(i,j) which can be used in *a load flow calculation variables V(i) voltage magnitude at bus i angle(i) phase angle of voltage in radians at bus i with respect to reference PGen(i) active power generated at bus i QGen(i) reactive power generated at bus i Pflow(i,j) Power flow from bus i to bus j 144 Qflow(i,j) Reactive branch flow Sflow(i,j) Total MVA flow in a branch Pgenlf(i) active power balance for loadflow used as dummy Pi_inject(i,j) real Power injected at tcpar side Pj_inject(i,j) real Power injected at receiving end Qi_inject(i,j) reactive Power injected at tcpar side Qj_inject(i,j) reactive Power injected at receiving side theta(i,j) TCPAR angle of regulation Delta_YR Delta_YX xtcsc tantheta(i,j) Tangent of theta Loss Total system losses Cost Total system cost dummy variable used as a dummy for loadflow calculation QC(i) Reactive power support at bus i Parameter pload_h(i),qload_h(i); parameter thetamax(i,j); parameter thetamin(i,j); parameter tanthetamax(i,j); parameter totalload; totalload=sum(i,busdata(i,'pd')); * Converting to per unit parameter Pmax(i) Pmin(i) Qmax(i) 145 Qmin(i) pload(i) qload(i) ; Pmin(i)=Busdata(i,'PGmin')/Sbase; Pmax(i)=Busdata(i,'PGmax')/Sbase; Qmax(i)=Busdata(i,'QGmax')/Sbase; Qmin(i)=Busdata(i,'QGmin')/Sbase; Pload(i)=Busdata(i,'pd')/Sbase; Qload(i)=Busdata(i,'qd')/Sbase; S_max(i,j)=S_max(i,j)/Sbase; Equations Sp(i) Active Power injected at bus i sq(i) Reactive power injected at bus i P_flow(i,j) Branch power flow Q_flow(i,j) Branch reactive flows PQflow(i,j) Total MVA flow in a branch Pbalan(i) Power balance for active power at bus i Qbalan Power balance for reactive power at bus i gen_ma_se(i) generator upper limit gen_mb_se(i) generator lower limit active power gen_maQ_se(i) generator upper limit reactive power gen_mbQ_se(i) generator lower limit reactive power QCma(i) QCmb(i) Eq1 voltage upper limit Eq2 voltage lower limit Eq3 capacity of lines 146 Eq7 objective function for redispatch Eq8 objective function for load flow Eq9 Injected power at bus i Eq10 Injected power at bus j Eq11 Injected reactive power at bus i eq12 Injected reactive power at bus j eq13 Limits on FACTS regulation eq14 Tangent unction Eq14_1 upper limits on TCPAR angle Eq14_2 lower limit on TCPAR angle Eq14_3 allies tan TCPAR angle eq15 Power balance for load bus Eq16 Power balance for slack bus Eq17 power balance for generator buses except slack Eq18 Power balance for all buses except slack bus Eq19 Power balance for all generator buses used in redispatch Eq20 Reactive power balance for active generator buses Eq21 Reactive power balance for pure load buses Eq22 Reactive power alance for condensor buses Eq30 Real power output limit of generator Eq31 Real power output limit of generator Eq32 Condensor var limits upper Eq33 condensor var limits lower LossEq total system losses in per unit MW CostFn total system generation cost in $ ; *Setpoints of generation; angle.fx('2001')= 0; V.fx('2001')= 1.00; *Initial conditions for solutions; 147 Pgen.l(gen)= 0; qgen.l(gen)= 0; V.l(i)= 1; angle.l(i)=0; *Voltage limits Eq1(i) V(i)=l=Busdata(i,'Vmax'); Eq2(i) V(i)=g=Busdata(i,'Vmin'); *Maximum line cpacity limit Eq3(i,j) Sflow(i,j)$(inc(i,j)=1)=l=S_max(i,j); ****Equations for loadflow gen_ma_se(gen2) PGen(gen2) =l= PMax(gen2); gen_mb_se(gen2) PGen(gen2) =g= PMin(gen2); gen_maQ_se(gen2) QGen(gen2) =l= QMax(gen2); gen_mbQ_se(gen2) QGen(gen2) =g= QMin(gen2); QCma(ld) QC(ld) =l= 0.346; QCmb(ld) QC(ld) =g= 0; Eq32(con) Qgen(con) =l= Qmax(con) ; Eq33(con) Qgen(con) =g= Qmin(con); *******************Equations for market settlement *Eq7 Sum(i,Pload(i))-Sum(i,Pgen(i)) =e= 0; Eq8 dummy =e= 1; ******************FACTS********************************************************* 148 eq9(i,j) Pi_inject(i,j)$(inc(i,j)=1) =e= (-sqr(V(i)*tantheta(i,j))*YR(i,j)-V(i)*V(j)*tantheta(i,j)*(YR(i,j)*sin(angle(i)-angle(j) YX(i,j)*cos(angle(i)-angle(j))))$(ord(i) < ord(j)); eq10(i,j) Pj_inject(i,j)$(inc(i,j)=1) =e= (-V(i)*V(j)*tantheta(j,i)*(YR(i,j)*sin(angle(j)-angle(i))+YX(i,j)*cos(angle(j)-angle( ord(j)); eq11(i,j) Qi_inject(i,j)$(inc(i,j)=1) =e= (sqr(V(i)*tantheta(i,j))*YX(i,j)+V(i)*V(j)*tantheta(i,j)*(YR(i,j)*cos(angle(i)angle(j))+YX(i,j)*sin(angle(i)-angle(j))))$(ord(i) < ord(j)); eq12(i,j) Qj_inject(i,j)$(inc(i,j)=1) =e= (-V(i)*V(j)*tantheta(j,i)*(YR(i,j)*cos(angle(j)-angle(i))-YX(i,j)*sin(angle(j)-angle( ord(j)); eq14(i,j) Tantheta(i,j) =e=(sin(theta(i,j)))/cos(theta(i,j)); eq14_1(i,j) theta(i,j) =l= thetamax(i,j); eq14_2(i,j) theta(i,j) =g= thetamin(i,j); ***************Load flow equations Sp(i) pgen(i)- pload_h(i) =e= sum(j, V(i)*V(j)*(YG(i,j)*cos(angle(i)-angle(j))+YB(i,j)*sin(angle(i)-angle(j)))); ******************Reactive power flow sq(i) qgen(i)- qload_h(i)=e= sum(j,V(i)*V(j)*(YG(i,j)*sin(angle(i)-angle(j))-YB(i,j)*cos(angle(i)-angle(j)))); ******************Calculation of branch flows using two port equations P_flow(i,j)$(inc(i,j)=1) Pflow(i,j) =e= (YR(i,j))*(sqr(V(i))-V(i)*V(j)*cos(angle(i)-angle(j)))-(YX(i,j))*V(i)*V(j)*sin(angle Pi_inject(i,j)-Pj_inject(i,j); *note: the series admittance of the branch is given by -1*(YG+jYB) of the Ybus element for inc(i,j)=1 Q_flow(i,j)$(inc(i,j)=1) Qflow(i,j) =e= -1*sqr(V(i))*(YX(i,j))-V(i)*V(j)*((YR(i,j))*sin(angle(i)-angle(j))-(YX(i,j))*cos(an Qi_inject(i,j)-Qj_inject(i,j); ****line loading is given by S=sqrt(P2+Q2)***** PQflow(i,j)$(inc(i,j)=1) Sflow(i,j)=e= sqrt(sqr(Pflow(i,j))+sqr(Qflow(i,j))+0.00000001); ******************Active power balance at bus 149 Eq15(lb) -Pload_h(lb)- sum(j,Pflow(lb,j)$(inc(lb,j)=1))=e=0; Eq16(slack) Pgen(slack)-Pload_h(slack)- sum(j,Pflow(slack,j)$(inc(slack,j)=1))=e=0; Eq17(gen3) Pgenlf(gen3)-Pload_h(gen3)- sum(j,Pflow(gen3,j)$(inc(gen3,j)=1))=e=0; ****Eq18(lbus) Pgen(lbus)-Pload_h(lbus)- sum(j,((Pflow(lbus,j)-Pi_inject(lbus,j))$(inc(lbus,j)=1)))=e=0; Eq19(gen2) Pgen(gen2)-Pload_h(gen2)- sum(j,Pflow(gen2,j)$(inc(gen2,j)=1))=e=0; *******************Reactive power balance at bus Qbalan(i) Qgen(i)-qload_h(i)+ Bshunt(i)*sqr(V(i))=e= sum(j,Qflow(i,j)$(inc(i,j)=1)); Eq20(gen2) Qgen(gen2)-qload_h(gen2)+ Bshunt(gen2)*sqr(V(gen2))=e= sum(j,Qflow(gen2,j)$(inc(gen2,j)=1)); Eq21(ld) -qload_h(ld)+ Bshunt(ld)*sqr(V(ld))+QC(ld)=e= sum(j,Qflow(ld,j)$(inc(ld,j)=1)); Eq22(con) Qgen(con)-qload_h(con)+ Bshunt(con)*sqr(V(con))=e= sum(j,Qflow(con,j)$(inc(con,j)=1)); *********total system loss and total system cost LossEq Loss=e=sum(i,sum(j,(Pflow(i,j)$(inc(i,j)=1)))); CostFn Cost =e= Sum(Gen2, BusData(Gen2,"A")*PGen(Gen2)*PGen(Gen2)*10000 + BusData(Gen2,"B")*PGen(Gen2)*100 + BusData(Gen2,"C")) + 6.5*100000/8760*(sum(i,sum(j,sqr(V(i)*abs(tanthetamax(i,j)))*abs(YB(i,j))))); *LossEq Loss=e=0.5*Sum((i,j), YR(i,j)*(V(i)**2+V(j)**2 - 2*V(i)*V(j)*cos(angle(i)-angle(j)))-Pi_inject(i,j)$(inc(i,j)=1)) ************************************* model loadflow / ****2 port equations P_flow Q_flow PQflow 150 *****Generator limits gen_ma_se gen_mb_se gen_maQ_se gen_mbQ_se Eq32 Eq33 QCma QCmb ****Voltage limits Eq1 Eq2 *Maximum line cpacity limit Eq3 ****Objective function LossEq CostFn Eq8 ****FACTS Eq9 Eq10 Eq11 Eq12 Eq14_1 Eq14_2 Eq14 ****Active power balance Eq15 Eq16 Eq19 ****Reactive power balance 151 *Qbalan Eq20 Eq21 Eq22 /; parameter loading line MVA loading in percent, loadingr line MVA loading in percent after redispatch, loadmax the line that is heavily loaded, lineloss power loss in individual line, sysloss total active system loss, lineflow line MVA flow, pflowk power flow in line ij at hr k qflowk lgen yy yy1 xx xx1 comp kfactor(i,j) "xtcsc compensation level(xc/x) in line" slackgen slack generator output at hr k f compensation level of TCSC BusVoltage Bus voltage BusAngle Bus angle Totaload total system load Totalloss total system loss PGX QGX 152 QCX totalgen CostA ; File KQOPF; thetamax(i,j)=0; thetamin(i,j)=0; tanthetamax(i,j)=0; *$ontext ***********************Base**************************************** Loop(k$((ord(k) ge 11) and (ord(k)le 11)), * thetamax("2001","2002")=0.175; * thetamin("2001","2002")=-0.175; * tanthetamax("2001","2002")=sin(thetamax("2001","2002"))/cos(thetamax("2001","2002")); Pload_h(i)=1*lsf(k)*Pload(i); qload_h(i)=1*lsf(k)*qload(i); *Setpoints of generation angle.fx('2001')= 0; V.fx('2001')= 1.00; *Initial conditions for solutions; Pgen.l(gen)= 0; qgen.l(gen)= 0; V.l(i)= 1; angle.l(i)=0; ************************************** OPTION NLP=MINOS; solve loadflow using nlp minimizing loss; ************************************** Pflowk(i,j,k)=pflow.l(i,j); 153 Qflowk(i,j,k)=qflow.l(i,j); lineloss(i,j,k)$((inc(i,j)=1) and (ord(i) lt ord(j)))=(pflow.l(i,j)+pflow.l(j,i)); lineflow(i,j,k)$(inc(i,j)=1)=sqrt(sqr(pflow.l(i,j))+sqr(qflow.l(i,j))); sysloss(k)= sum(i,sum(j,(Pflow.l(i,j)$(inc(i,j)=1))))*100; comp(i,j,k)$(thetamax(i,j)ne 0)=theta.l(i,j); PGX(i,k) =Pgen.l(i)*100; QGX(i,k) =Qgen.l(i)*100; totalgen (k)=sum(i,PGX(i,k)); CostA = cost.l; BusVoltage(i,k) = V.l(i); BusAngle(i,k) = angle.l(i)*180/phi ; totaload (k) = sum(i,Pload_h(i))*100; ); totalloss = sum(k,sysloss(k)); display totalloss,costA,totalgen,totaload,comp,PGX,QGX,Pflowk,Qflowk,BusVoltage; ******************************************************** ... Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO trờng đại học Bách khoa Hà nội Phơng Hoàng Kim Tối u hoá vận hành hệ thống điện có xét đến thiết bị điều chỉnh hệ thống truyền tải xoay chiều linh hoạt (TCSC TCPAR) Chuyên... quan tối ưu hoá vận hành hệ thống điện ứng dụng thiết bị FACTS Chương : Nguyên lý ứng dụng thiết bị TCSC TCPAR Chương : Bài tốn tối ưu có xét đến thiết bị FACTS xác định vị trí đặt tối ưu thiết bị. .. : Tối ưu vận hành hệ thống điện Việt Nam có xét đến thiết bị FACTS Chương : Kết luận kiến nghị 5 Chương Tổng quan tối ưu hoá vận hành hệ thống điện ứng dụng thiết bị FACTS 1.1 Tổng quan tối ưu