(Luận văn) nghiên cứu bù tối ưu cho lưới điện phân phối trung áp xét đến xác suất của phụ tải

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP NGUYỄN SỸ TÙNG lu NGHIÊN CỨU BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG an n va ÁP XÉT ĐẾN XÁC SUẤT CỦA PHỤ TẢI p ie gh tn to d oa nl w lu nf va an LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT Chuyên ngành: Kỹ thuật điện z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu THÁI NGUYÊN – 2020 n va ac th si ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP NGUYỄN SỸ TÙNG NGHIÊN CỨU BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP XÉT ĐẾN XÁC SUẤT CỦA PHỤ TẢI lu an va Chuyên ngành: Kỹ thuật điện n Mã số: 852 02 01 gh tn to p ie LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT d oa nl w NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC TRƯỞNG KHOA nf va an lu KHOA CHUYÊN MÔN z at nh oi lm ul TS VŨ VĂN THẮNG z m co l gm @ PHÒNG ĐÀO TẠO an Lu n va THÁI NGUYÊN – 2020 ac th si i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng tơi, nghiên cứu kết trình bày luận văn trung thực chưa công bố luận văn trước Tác giả luận văn Nguyễn Sỹ Tùng lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th si ii LỜI CẢM ƠN Tôi xin chân thành cảm ơn giúp đỡ, hướng dẫn bảo tận tình thầy giáo TS Vũ Văn Thắng thầy giáo, cô giáo môn Hệ thống điện, Khoa điện, trường Đại học Kỹ thuật Cơng nghiệp, giúp đỡ chân tình bạn đồng nghiệp, gia đình tạo điều kiện giúp tơi hồn thành luận văn Trong q trình thực hiện, thời gian hạn hẹp nên luận văn có thiếu sót Tơi mong muốn nhận ý kiến đóng góp để luận văn hoàn thiện thêm kết nghiên cứu thực có ý nghĩa góp phần nâng cao chất lượng điện hệ thống điện Việt Nam lu Tôi xin trân trọng cảm ơn! an n va Tác giả luận văn gh tn to Nguyễn Sỹ Tùng p ie d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th si iii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i LỜI CẢM ƠN ii MỤC LỤC iii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT vii DANH MỤC CÁC BẢNG viii DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ viii MỞ ĐẦU x I Lý chọn đề tài x lu an II Mục đích nghiên cứu x n va III Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu xi CHƢƠNG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG LĐPPTA ie gh tn to VI Ý nghĩa khoa học thực tiễn .xi p 1.1 Lƣới điện phân phối trung áp w 1.1.1 Giới thiệu lƣới điện phân phối trung áp oa nl 1.1.2 Đặc điểm lƣới điện phân phối trung áp Phân loại lưới điện trung áp Vai trò lưới điện trung áp Các phần tử lưới điện trung áp Cấu trúc lưới điện trung áp d 1.1.2.1 1.1.2.2 1.1.2.3 1.1.2.4 nf va an lu 1.1.3 Hiện trạng lƣới điện trung áp Việt Nam lm ul 1.1.3.1 Tình hình phát triển lưới điện trung áp nước ta 1.1.3.2 Tình hình phát triển phụ tải điện z at nh oi 1.2 Đặc tính tải LĐPP 1.2.1 Đồ thị phụ tải ngày z 1.2.2 Tính ngẫu nhiên phụ tải điện 11 @ gm 1.3 Chất lƣợng điện LĐPPTA 11 l 1.3.1 Điện áp 11 m co 1.3.2 Hệ số công suất 12 1.3.3 Tần số 13 an Lu 1.3.4 Sóng hài 13 n va ac th si iv 1.3.5 Sự nhấp nháy điện áp 13 1.3.6 Dòng ngắn mạch thời gian loại trừ cố 14 1.4 Tổn thất vấn đề giảm tổn thất LĐPPTA 14 1.4.1 Các nguyên nhân gây tổn thất LĐPP 14 1.4.1.1 Tổn thất kỹ thuật 15 1.4.1.2 Tổn thất phi kỹ thuật 15 1.4.2 Các yếu tố ảnh hƣởng đến tổn thất khả giảm thiểu tổn thất 16 1.4.2.1 Điện áp làm việc trang thiết bị 16 1.4.2.2 Truyền tải CSPK 16 1.4.2.3 Các biện pháp giảm thiểu tổn thất LĐPPTA 18 1.5 Hiệu biện pháp bù CSPK giảm tổn thất LĐPPTA18 lu 1.5.1 Khái niệm CSPK 18 an va 1.5.2 Bù CSPK hệ thống điện 19 n 1.5.3 Hệ số công suất quan hệ với bù CSPK 20 gh tn to 1.6 Kết luận chƣơng 22 CHƢƠNG PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN BÙ TRONG LĐPPTA 23 ie p 2.1 Đặt vấn đề 23 w 2.2 Thiết bị bù CSPK 23 oa nl 2.2.1 Máy phát máy bù đồng 23 d 2.2.2 Tụ bù tĩnh 24 nf va an lu 2.2.2.1 Tụ bù tĩnh cố định 24 2.2.2.2 Tụ bù tĩnh điều chỉnh có cấp 24 2.2.3 Thiết bị bù điều chỉnh vô cấp SVC (Static Var Compensater) 25 lm ul 2.2.4 Động điện 25 z at nh oi 2.2.5 Nhận xét 26 2.3 Phƣơng thức bù LĐPP 26 2.4 Các phƣơng pháp tính tốn bù LĐPP 27 z gm @ 2.4.1 Bù CSPK nâng cao hệ số cos  27 2.4.2 Cực tiểu tổn thất công suất 29 l 2.4.3 Theo điều kiện chỉnh điện áp 30 co m 2.4.4 Phƣơng pháp bù kinh tế 31 an Lu 2.4.4.1 Cực đại hóa lợi nhuận 32 2.4.4.2 Cực tiểu chi phí tính tốn Zmin 33 n va ac th si v 2.4.4.3 Cực đại lợi nhuận 34 2.4.5 Nhận xét 34 2.5 Kết luận chƣơng 34 CHƢƠNG XÂY DỰNG MƠ HÌNH VÀ CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN BÙ TRONG LĐPPTA XÉT ĐẾN XÁC SUẤT CỦA PHỤ TẢI 35 3.1 Đặt vấn đề 35 3.2 Mơ hình tốn 35 3.2.1 Hàm mục tiêu 35 3.2.2 Các ràng buộc 36 3.3 Cơng cụ tính tốn 37 lu an 3.3.1 Đặt vấn đề 37 va 3.3.2 Giới thiệu phần mềm PSS/Adept 37 n 3.3.2.1 Chức PSS/Adept 38 3.3.2.2 Các bước thực 38 p ie gh tn to 3.3.3 Lập chƣơng trình tính tốn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu GAMS 42 nl w 3.3.3.1 Giới thiệu ngôn ngữ lập trình GAMS 42 3.3.3.2 Cấu trúc chương trình 44 3.3.3.3 Thuật toán solver BONMIN chương trình GAMS 45 d oa 3.4 Ví dụ 45 lu 3.5 Kết luận chƣơng 47 nf va an CHƢƠNG NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG BÙ TỐI ƢU CHO LĐPPTA HUYỆN TIÊN DU 55 lm ul 4.1 Giới thiệu LĐPPTA huyện Tiên Du 55 4.1.1 Hiện trạng nguồn cung cấp điện 55 z at nh oi 4.1.2 Hiện trạng LĐPPTA trạm biến áp lộ 478-E27.1 55 4.1.3 Hiện trạng bù LĐPPTA 58 z 4.1.4 Đồ thị phụ tải 58 @ gm 4.2 Hiện trạng tổn thất thông số chế độ lộ 478-E27.1 Tiên Du 59 l 4.2.1 Sơ đồ thông số lộ 478-E27.1 Tiên Du 59 m co 4.2.2 Kết tính tốn 65 an Lu 4.2.3 Nhận xét 66 n va ac th si vi 4.3 Tính tốn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu lộ 478-E27.1 xét đến xác xuất phụ tải 67 4.3.1 Sơ đồ thông số LĐPPTA lộ 478-E27.1 67 4.3.2 Kết tính tốn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu 67 4.3.3 Đánh giá tổn thất điện chất lƣợng điện áp 68 4.3.4 Nhận xét 73 4.4 Kết luận chƣơng 73 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 79 TÀI LIỆU THAM KHẢO 80 PHỤ LỤC 82 lu an n va p ie gh tn to d oa nl w nf va an lu z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu n va ac th si vii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT CSTD Công suất tác dụng CSPK Công suất phản kháng ĐD Đƣờng dây HTĐ Hệ thống điện lu an GAMS Ngơn ngữ lập trình (The General Algebraic Modeling System) MC Máy cắt MBA Máy biến áp LĐPP Lƣới điện phân phối va LĐPPTA Lƣới điện phân phối trung áp n SCADA Điều khiển giám sát thu thập liệu (Supervisory Control And Data Acquisition) p ie gh tn to PSS/Adept Phần mềm (Power System Simulator/Avancer Distribution Enginering Productivity tool) Thiết bị phân đoạn d oa nl w TBPĐ nf va an lu z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu n va ac th si viii DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1: Độ biến dạng sóng hài điện áp 13 Bảng 1.2: Giới hạn độ nhấp nháy điện áp 14 Bảng 1.3: Dòng ngắn mạch lớn cho phép thời gian loại trừ cố 14 Bảng 2.1: Giá trị kkt theo phƣơng thức cấp điện 28 Bảng 3.1: Modul thuật toán giải GAMS 44 Bảng 4.1: Hiện trạng nguồn cấp 55 Bảng 4.2: Bảng thông số trạng tải MBA phân phối 56 Bảng 4.3: Bảng thống kê dung lƣợng bù tụ điện 58 lu an Bảng 4.4: Thông số phụ tải 59 va Bảng 4.5: Thông số đƣờng dây lộ 478-E27.1 63 n Bảng 4.6: Xác suất tải 67 to Bảng 4.8: Vị trí dung lƣợng bù tối ƣu 68 p ie gh tn Bảng 4.7: Thông số tụ bù 67 Bảng 4.9: Tổn thất điện thời gian tính tốn 68 d oa nl w Bảng 4.10: Công suất cực đại đƣờng dây thời gian tính tốn 72 an lu DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ nf va Hình 1.1: Sơ đồ lƣới phân phối hình tia lm ul Hình 1.2: Sơ đồ lƣới phân phối hình tia có phân đoạn Hình 1.3: Sơ đồ lƣới kín vận hành hở nguồn cung cấp z at nh oi Hình 1.4: Sơ đồ lƣới kín vận hành hở nguồn cung cấp độc lập Hình 1.5: Sơ đồ lƣới điện kiểu đƣờng trục z Hình 1.6: Sơ đồ lƣới điện có đƣờng dây dự phịng chung @ gm Hình 1.7: Sơ đồ hệ thống phân phối điện l Hình 1.8: Đồ thị phụ tải ngày 10 m co Hình 1.9: Đồ thị phụ tải ngày điển hình theo mùa 10 an Lu Hình 1.10: Biến thiên điện áp lƣới điện 12 Hình 1.11: Sơ đồ tham số mạch điện 18 n va ac th si 68 Tổng dung lƣợng tụ bù 1800kVAr vị trí xa nguồn, điều nâng cao hiệu bù giảm đƣợc công suất phản kháng truyền tải đƣờng dây So sánh với thiết bị bù trạng cho thấy, vị trí đƣợc lựa chọn vị trí 300kVAr 23 với dung lƣợng 600kVAr Tổng dung lƣợng đƣợc lựa chọn 900kVAr nhỏ phƣơng pháp đề xuất nghiên cứu 900kVAr tƣơng ứng 50% Khảo sát phƣơng pháp thực lựa chọn vị trí dung lƣợng bù bù theo công suất lớn Pmax hệ số cơng suất costb, vị trí đƣợc lựa chọn theo đánh giá mức độ tiêu thụ công suất phản kháng tải Do đó, vị trí dung lƣợng bù có sai khác hai phƣơng pháp tính lu Bảng 4.8: Vị trí dung lƣợng bù tối ƣu Hiện trạng TT Vị trí (nút) Dung lƣợng (kVAr) Vị trí dung lƣợng bù tối ƣu an Vị trí (nút) Dung lƣợng (kVAr) n va 300 28 900 23 600 47 900 Tổng 900 Tổng 1800 p ie gh tn to 4.3.3 Đánh giá tổn thất điện chất lượng điện áp nl w * Tổn thất điện d oa Tổn thất cơng suất tổn thất điện phụ thuộc bình phƣơng vào cơng suất tải thay đổi phụ tải đƣợc tính tốn nâng cao đƣợc tính xác kết tính tốn Phƣơng pháp mơ hình hóa xác suất đƣợc sử dụng giảm đƣợc số trạng thái cần tính tốn mà đảm bảo đƣợc tính xác cần thiết Ngồi ra, mơ hình cho phép tính tốn với thời gian nhiều năm cho phép xét đến phát triển tải suốt giai đoạn tính tốn nf va an lu lm ul z at nh oi Kết tính tốn tổn thất điện thời gian năm đƣợc trình bày Bảng 4.9 cho thấy, tổn thất điện lộ 478-E27.1 lớn, khoảng 4.89% không bù chiếm khoảng 3.89% sử dụng tụ bù trạng với dung lƣợng bù 900kVAr nút nút 113 nút gần nguồn Lƣợng tổn thất điện giảm đƣợc 1% tỷ lệ bù thấp đƣợc lắp đặt nút gần nguồn Bảng 4.9: Tổn thất điện thời gian tính tốn TT Khơng bù (%) Hiện trạng (%) Bù tối ƣu (%) z 3.89 m 4.89 co l gm @ 3.65 an Lu n va ac th 68 si lu an n va p ie to tn gh a) w oa d nl lu an va ll nf u oi m at nh z z om l.c gm @ an Lu n va ac th si lu an n va p ie to tn gh b) Hình 4.4 Vị trí bù tối uu lộ 478-E27.1 w oa d nl lu an va ll nf u oi m at nh z z om l.c gm @ an Lu n va ac th si 71 Trong trƣờng hợp sử dụng bù tối ƣu, tổng dung lƣợng bù tăng lên 1800kVAr đƣợc lắp đặt 02 vị trí nút 28 nút 47 nút xa nguồn, vị trí sử dụng loại tụ thứ với dung lƣợng 900kVAr Khi đó, tổn thất điện cịn 3.65% giảm đƣợc so với không bù 1.24% so với trạng giảm đƣợc 0.24% Ngoài ra, nhƣ phân tích chƣơng 1, chất lƣợng điện áp lƣới điện đƣợc đánh giá qua nhiều tiêu, nghiên cứu sử dụng tiêu độ lệch điện áp nút để đánh giá ảnh hƣởng tụ bù vận hành Kết tính tốn chế độ cụ thể nhƣ dƣới * Điện áp cực đại cực tiểu nút lu an n va gh tn to Tính tốn điện áp nút chế độ vận hành lƣới điện, xác định đƣợc điện áp lớn nhỏ xuất nút năm tính tốn nhƣ Hình 4.5 Từ hình vẽ cho thấy, điện áp nút trạng thái phụ tải đảm bảo yêu cầu với điện áp thấp lớn 0.9pu giới hạn điện áp yêu cầu đƣợc giới hạn chƣơng trình tính tốn Giới hạn nút xa nguồn, nút 45 đến nút 57 nút 62 đến nút 63 Ngoài ra, giới hạn điện áp lớn đƣợc thực nên điện áp lớn trạng thái tải nhỏ 1.05pu p ie Ngƣợc lại, cao điểm năm cuối tính tốn, cơng suất tải tăng cao nên tổn thất điện áp lớn điện áp nút tải giảm thấp Do đƣợc hỗ trợ thiết bị bù đồng thời hệ số tải đƣờng dây thấp nên tổn thất điện áp hệ thống nhỏ Điện áp thấp giai đoạn tính 1.01pu nút tải 21 đến nút 33 d oa nl w nf va an lu z at nh oi lm ul z gm @ m * Công suất giới hạn đường dây co l Hình 4.5: Điện áp lớn nhỏ nút lộ 478-E27.1 giai đoạn tính tốn an Lu Một yêu cầu để đảm bảo vận hành lƣới điện phải đảm bảo công suất truyền tải thiết bị vận hành suốt thời gian n va ac th 71 si 72 tính tốn u cầu đƣợc đảm bảo chƣơng trình kết tính tốn kiểm tra cơng suất truyền tải đoạn đƣờng dây đƣợc trình bày Bảng 4.10 Kết cho thấy, công suất truyền tải tất đƣờng dây đảm bảo yêu cầu, công suất lớn đạt 68.1% công suất giới hạn đƣờng dây đoạn 1.2 công suất truyền tải đoạn 37.38 0.87% Bảng 4.10: Công suất cực đại đƣờng dây thời gian tính tốn Cơng suất giới hạn Cơng suất giới hạn Nút i-j Smax (MVA) Nút i-j Smax (MVA) (MVA) (MVA) 20.44 30 27.28 1.11 30 2.3 19.66 30 28.58 0.89 16 3.4 17.44 30 30.31 0.72 16 4.5 17.25 30 31.32 0.5 16 5.6 16.86 30 33.34 1.3 16 6.7 16.47 30 34.35 1.01 16 7.8 16.06 30 36.37 0.65 30 8.9 15.64 30 37.38 0.26 30 8.29 0.32 16 39.40 1.4 16 9.10 ie 15.7 30 39.40 1.4 16 10.11 15.18 30 39.43 1.23 16 13.73 30 40.41 0.91 16 30 40.42 0.48 16 30 44.45 3.82 20 16 45.46 3.69 20 30 nf va 46.47 2.11 20 30 0.5 16 lu 1.2 an n va gh tn to p 1.23 12.13 12.03 12.33 1.71 13.14 11.62 14.15 11.17 46.49 15.16 9.49 30 46.50 1.02 16 15.36 1.65 30 47.48 20 16.17 9.02 30 47.51 1.5 16 17.18 8.64 30 z at nh oi 0.56 48.57 0.34 16 18.19 8.35 30 51.52 0.69 16 19.20 5.74 30 51.54 19.39 2.63 16 52.53 0.46 20.21 5.21 30 52.55 0.23 21.22 5.29 30 55.56 0.23 22.23 4.49 30 58.59 0.59 d oa 11.30 lm ul nl w 11.12 an lu z gm @ 0.81 16 l 16 m co 16 an Lu 16 16 n va ac th 72 si 73 23.24 4.43 30 59.60 0.41 16 24.25 0.77 30 60.61 0.59 16 24.44 4.07 20 61.62 0.23 16 25.26 0.89 30 62.63 0.18 16 26.27 1.01 30 4.3.4 Nhận xét lu Kết tính tốn lựa chọn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu xét đến thay đổi tải theo mơ hình xác suất lộ 478-E27.1 cho thấy, chƣơng trình tính đƣợc lập trình có khả tính tốn phù hợp cho LĐPPTA thực tế Vị trí dung lƣợng bù tối ƣu đƣợc lựa chọn đồng thời đảm bảo đƣợc độ lệch điện áp nút theo yêu cầu nhƣ đảm bảo vận hành đƣờng dây thiết bị khác không bị tải an n va p ie gh tn to Tổng công suất bù đƣợc lựa chọn 1800kVAr với tụ bù, gam dung lƣợng 3x300kVAr/bộ đƣợc đặt vị trí xa nguồn giảm đƣợc tổn thất điện Trong giai đoạn tính tốn năm, tổn thất điện giảm đƣợc 0.24% so với bù trạng 1.24 so với phƣơng án không sử dụng tụ bù Hơn nữa, phƣơng pháp đảm bảo đƣợc độ lệch điện áp cho phép nhƣ giới hạn công suất truyền tải đƣờng dây Do đó, ln đảm bảo đƣợc yêu cầu chất lƣợng điện áp trạng thái vận hành nhƣ đƣờng dây khơng bị q tải suốt giai đoạn tính toán nl w oa 4.4 Kết luận chƣơng d Từ kết tính tốn áp dụng cho LĐPPTA huyện Tiên Du – lộ 478-E27.1 cho thấy hiệu thiết bị bù nhƣ phƣơng pháp chƣơng trình tính tốn lựa chọn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu xét đến thay đổi tải theo mơ hình xác suất đề xuất nf va an lu lm ul z at nh oi Vị trí, dung lƣợng thời gian lắp đặt tụ điện đƣợc lựa chọn với tổn thất điện suốt thời gian tính tốn đảm bảo cực tiểu Chế độ làm việc thiết bị đƣợc đảm bảo không bị tải đồng thời độ lệch điện áp tất vị trí chế độ vận hành suốt giai đoạn tính tốn đƣợc đảm bảo theo yêu cầu z m co l gm @ Phƣơng pháp chƣơng trình tính đề xuất khắc phục đƣợc hạn chế phƣơng pháp tính tốn vị trí, dung lƣợng bù sử dụng cho LĐPPTA lựa chọn đƣợc vị trí xa nguồn dẫn đến đảm bảo giảm tổn thất nhỏ phƣơng pháp sử dụng an Lu n va ac th 73 si 74 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ * Kết luận Nghiên cứu tổng hợp, nghiên cứu số vấn đề tổn thất, phƣơng pháp giảm tổn thất LĐPP thiết bị bù Lựa chọn phƣơng pháp tính tốn thông số bù xét đến thay đổi phụ tải theo mơ hình xác suất nhằm nâng cao tính xác kết tính tốn đồng thời đảm bảo độ lệch điện áp hầu hết chế độ vận hành hệ thống lu Giới thiệu phân tích mơ hình tốn, chƣơng trình tính lựa chọn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu xét đến ảnh hƣởng thay đổi phụ tải theo mô hình xác suất phát triển tải giai đoạn tính tốn Chƣơng trình đƣợc sử dụng để tính tốn cho ví dụ đơn giản sau kiểm chứng kết phần mềm PSS/Adept cho thấy phƣơng thức bù chƣơng trình tính tốn phù hợp với LĐPPTA, đảm bảo yêu cầu hệ thống, công suất vị trí bù đƣợc lựa chọn tối ƣu, chƣơng trình tính tốn đơn giản, dễ áp dụng an n va p ie gh tn to Kết tính tốn áp dụng cho LĐPPTA huyện Tiên Du – lộ 478-E27.1 cho thấy hiệu thiết bị bù nhƣ phƣơng pháp chƣơng trình tính tốn lựa chọn vị trí dung lƣợng bù tối ƣu theo mơ hình xác suất tải Vị trí, dung lƣợng thời gian lắp đặt tụ điện đƣợc lựa chọn với tổn thất điện suốt thời gian tính tốn đảm bảo cực tiểu Chế độ làm việc thiết bị đƣợc đảm bảo không bị tải đồng thời độ lệch điện áp tất vị trí vận hành, mùa tất năm tính tốn đƣợc đảm bảo theo yêu cầu * Hướng nghiên cứu - Nghiên cứu phƣơng pháp giải mơ hình tốn với số lƣợng trạng thái tính tốn lớn nhằm nâng cao độ xác kết tính tốn - Nghiên cứu xét đến chi phí tụ điện nhƣ giá điện nhằm nâng cao hiệu kinh tế phƣơng án bù d oa nl w nf va an lu z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu n va ac th 74 si 75 TÀI LIỆU THAM KHẢO  Tiếng Việt [1] Bộ Công Thƣơng (2015), Quy định hệ thống điện phân phối, Thông tƣ 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015, Hà Nội [2] Bộ Công Thƣơng (2015), Quy chuẩn ký thuật quốc gia kỹ thuật điện, QCVN 621: 2015/BCT ngày 20 tháng 09 năm 2015, Hà Nội [3] Đỗ Xn Khơi (1998), Tính tốn phân tích hệ thống điện, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội [4] Nguyễn Xuân Phú, Nguyễn Công Hiền, Nguyễn Bội Khuê (2003), Cung cấp điện, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội [5] Trần Quang Khánh (2012), Cung cấp điện theo tiêu chuẩn IEC, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội lu an [6] Viện Năng lƣợng (2011), Qui hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030, Hà Nội va n [7] Viện Năng lƣợng (2016), Điều chỉnh qui hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030, Hà Nội p ie gh tn to [8] Vũ Văn Thắng, Bạch Quốc Khánh (2017), Vị trí cơng suất tối ưu tụ điện qui hoạch cải tạo hệ thống phân phối, Tạp chí KHCN – Đại học Đà nẵng, Số 3(112).2017 w [9] Báo cáo kỹ thuật, Điện lực Tiên Du, Bắc Ninh 2019 oa nl  Tiếng Anh d [10] Anthony J Pansini (2007), Electrical distribution engineering, The Fairmont Press, Inc an lu nf va [11] Pierre Bonami and Jon Lee (2007), BONMIN Users’ Manual, GAMS Development Corporation, Washington, DC, USA lm ul [12] Richard E Rosenthal (2010), GAMS - A User's Guide, GAMS Development Corporation, Washington, DC, USA z at nh oi [13] PSS/Adept™ 5, Users Manual, Shaw Power Technologies, Inc 2004 z [14] M.Jayalakshmi, K.Balasubramanian, Simple Capacitors to Supercapacitors-An Overview, International Journal of Electrochemical Science, Vol.3, 2008 @ l gm [15] Trần Vinh Tịnh, T.V Chƣơng, Bù tối ƣu công suất phản kháng LPP, Tạp chí KH&CN Đại học Đà Nẵng, số 2, 2008 m co [16] M.Dixit, P.Kundu, H R.Jariwala, Optimal Allocation and Sizing of Shunt Capacitor in Distribution System for Power Loss Minimization, 2016SCEECS, India, 2016 an Lu n va ac th 75 si 76 [17] A.A.A.El-Ela, A.M.Kinawy, M.T.Mouwafi, R.A.El-Sehiemy, Optimal sitting and sizing of capacitors for voltage enhancement of distribution systems, 2015UPEC, UK, 2015 [18] A.A.Eajal, M.E.El-Hawary, Optimal capacitor placement and sizing in distorted radial distribution systems part III: Numerical results, ICHQP2010, Italy, 2010 [19] K.R Devabalaji, A.M.Imranb, T.Yuvaraj, K.Ravi, Power Loss Minimization in Radial Distribution System, Energy Procedia 79 (2015), 917-923 [20] N.Rugthaicharoencheep, S.Nedphograw, W.Wanaratwijit, Distribution system operation for power loss minimization and improved voltage profile with distributed generation and capacitor placements, 2011DRPT, China, 2011 lu an [21] Y M Atwa, E F El-Saadany, M M A Salama, and R Seethapathy, Optimal Renewable Resources Mix for Distribution systems Energy Loss Minimization, IEEE Tran on Power Sytems, Vol.25, No.1, 2010 n va p ie gh tn to [22] Solutions for power factor correction at medium voltage, CIRCUTOR, S.A 2013 d oa nl w nf va an lu z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu n va ac th 76 si 77 PHỤ LỤC PL1 Thơng số ví dụ * Thông số tải lu an n va gh tn to Nút tải 10 11 12 13 14 15 16 Pi.0, kW 240 348 384 192 432 360 360 192 264 174 192 552 264 672 312 Qi.0, kVAr Nút tải 192 17 288 18 300 19 156 20 372 21 360 22 360 23 144 24 192 25 132 26 162 27 522 28 216 29 552 30 240 31 12,810 Tổng Pi.0, kW Qi.0,kVAr 432 384 588 528 228 168 348 264 228 168 468 408 468 420 504 420 264 240 792 630 672 630 432 372 504 444 360 240 660 564 10,040 p ie Sij*,t , MVA nf va an lm ul Sij*,t , MVA z gm @ 8 8 8 8 10 10 10 10 8 8 Rij,  2.37 1.78 1.18 1.48 1.18 1.60 1.18 1.48 1.18 1.39 1.47 1.89 1.18 2.07 2.37 2.13 Xij,  1.67 1.25 0.84 1.05 0.84 1.13 0.84 1.05 1.14 1.35 1.43 1.84 0.84 1.46 1.67 1.50 m co Nút ij 17.18 2.19 19.20 20.21 21.22 3.23 23.24 24.25 6.26 26.27 27.28 28.29 29.30 30.31 31.32 32.33 l Xij,  0.38 0.75 0.19 0.57 1.70 1.84 0.45 0.61 0.49 0.82 1.22 0.75 0.59 0.79 1.30 0.67 z at nh oi Rij,  0.15 0.31 0.08 0.23 0.69 1.89 0.46 0.63 0.50 0.84 1.26 1.07 0.83 1.12 1.84 0.95 lu 26 26 26 26 26 10 10 10 10 10 10 8 8 d oa nl Nút ij 1.2 2.3 3.4 4.5 5.6 6.7 7.8 8.9 9.10 10.11 11.12 12.13 13.14 14.15 15.16 16.17 w * Thông số đường dây an Lu n va ac th 77 si 78 PL2 Chƣơng trình tính ngơn ngữ lập trình GAMS OPTION LIMROW = 30; OPTION LIMCOL = 30; Option ITERLIM = 50000; Option Solprint = Off; Option Sysout = Off; Option Reslim = 5000000; OPTION OPTCA = 5.35; OPTION OPTCR = 5.35; Option decimals = 2; lu ******* KHAI BAO MANG DU LIEU VA DU LIEU DAU VAO********** set i So nut /1*40/; alias (i,j); set t Thoi gian tinh toan /1*3/; set h So gio /1*24/; set s mua nam /1*4/; an n va tn to set n so bien tuong ung cong suat roi rac cua Tu /1*12/; ie gh p Set Gen(i) Nut nguon /1/ Load(i) Nut tai /2*40/ cp(i) Nut dau tu Tu /1*40/ Head1 Bang du lieu duong day /Rf, Xf, Chf, sf/ Head2 Bang du lieu nguon /Pmin, Pmax, Qmin, Qmax/ Head3 Bang du lieu tai /PD0, QD0/ Head4 Bang cong suat gioi han TBA /Ss0/ Head5 Bang cong suat gioi han duong day /Sf0/ Head6 Bang du lieu CP /Qmin, Qmax/ Head10 mua nam /1*4/ ; d oa nl w nf va an lu z at nh oi lm ul m co l gm @ TABLE Generat(Gen,Head2) Du lieu nguon Pmin Pmax Qmin Qmax ; z Scalar phi/3.141592654/; Scalar SBase Cong suat co so MVA /1/; Scalar VBase Dien ap co so kV /35/; Scalar GFD He so phat trien cua phu tai /0.2/; an Lu n va Parameter PmxG(gen,t), PmnG(gen,t), QmxG(gen,t), QmnG(gen,t); PmxG(gen,t) = Generat(gen,"Pmax")/(SBase); ac th 78 si 79 PmnG(gen,t) = Generat(gen,"Pmin")/(SBase); QmxG(gen,t) = Generat(gen,"Qmax")/(SBase); QmnG(gen,t) = Generat(gen,"Qmin")/(SBase); TABLE Generat1(cp,Head6) Du lieu CP ; Parameter QmxG1(cp,t), QmnG1(cp,t); QmxG1(cp,t) = 10*Generat1(cp,"Qmax")/(SBase); QmnG1(cp,t) = 1*Generat1(cp,"Qmin")/(SBase); TABLE Demand1(s,h,Head10) He so tai va xac suat ; lu an Parameter kt(s,h); kt(s,h) = Demand1(s,h,"s1"); n va p ie gh tn to TABLE Demand(i, Head3) Cong suat phu tai PD0 QD0 ; Parameter PD(i,t), QD(i,t); PD(i,t)= 1.2*Demand(i,"PD0")*(1+GFD*(ord(t)-1))/(1000*SBase); QD(i,t)= 1.2*Demand(i,"QD0")*(1+GFD*(ord(t)-1))/(1000*SBase); nl w d oa Table LineData(i,j,head1) Rf Xf Chf sf ; nf va an lu z at nh oi lm ul LineData(j,i,head1) = LineData(i,j,head1) ; Parameter Se(i,j,t); Se(i,j,t) = LineData(i,j,"Sf"); Se(i,j,t) = Se(j,i,t); Parameter Re(i,j,t,head1), Xe(i,j,t,head1), Che(i,j,t,head1); Re(i,j,t,"Rf") = Linedata(i,j,"Rf")*(SBase/(VBase*VBase)) ; Xe(i,j,t,"Xf") = Linedata(i,j,"Xf")*(SBase/(VBase*VBase)) ; Che(i,j,t,"Chf")=Linedata(i,j,"Chf"); Re(j,i,t,"Rf")$(Re(i,j,t,"Rf") gt 0) = Re(i,j,t,"Rf") ; Xe(j,i,t,"Xf")$(Xe(i,j,t,"Xf") gt 0) = Xe(i,j,t,"Xf") ; Che(j,i,t,"Chf")$(Che(i,j,t,"Chf") gt 0) = Che(i,j,t,"Chf") ; Parameter Z(i,j,t), GG(i,j,t), BB(i,j,t); Z(i,j,t) = (Re(i,j,t,"Rf")*Re(i,j,t,"Rf")) + (Xe(i,j,t,"Xf")*Xe(i,j,t,"Xf")) ; GG(i,j,t)$(z(i,j,t) ne 0.00) = Re(i,j,t,"Rf")/Z(i,j,t) ; BB(i,j,t)$(z(i,j,t) ne 0.00) = -Xe(i,j,t,"Xf")/Z(i,j,t); Parameter YCL(i,t); YCL(i,t) = sum(j, Che(i,j,t,"Chf")); z m co l gm @ an Lu n va ac th 79 si 80 lu an n va p ie gh tn to Parameter G(i,j,t) , B(i,j,t) ; B(i,i,t) = sum(j,BB(i,j,t)); G(i,i,t) = sum(j,GG(i,j,t)); G(i,j,t)$(ord(i) ne ord(j)) = -GG(i,j,t); B(i,j,t)$(ord(i) ne ord(j)) = -BB(i,j,t); Parameter Y(i,j,t); Y(i,j,t) = sqrt(G(i,j,t)*G(i,j,t) + B(i,j,t)*B(i,j,t)); Parameter ZI(i,j,t); ZI(i,j,t)$(G(i,j,t) ne 0.00) = abs(B(i,j,t))/abs(G(i,j,t)) ; Parameter theta(i,j,t); theta(i,j,t) = arctan(ZI(i,j,t)); theta(i,j,t)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) gt 0)) = 0.0 ; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) lt 0)) = phi ; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) gt 0) and (g(i,j,t) gt 0)) = theta(i,j,t) ; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) lt 0) and (g(i,j,t) gt 0)) = 2*phi - theta(i,j,t) ; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) gt 0) and (g(i,j,t) lt 0)) = phi - theta(i,j,t); theta(i,j,t)$((b(i,j,t) lt 0) and (g(i,j,t) lt 0)) = phi + theta(i,j,t); theta(i,j,t)$((b(i,j,t) gt 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = 0.5*phi; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) lt 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = -0.5*phi; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = 0.0 ; Parameter G(i,j,t); G(i,j,t) = -Y(i,j,t)*cos(Theta(i,j,t)); w d oa nl *********** KHAI BAO CAC BIEN VA XAP XI DAU ***************** VARIABLES V(i,t,s,h) Dien ap nut Delta(i,t,s,h) Goc pha dien ap nut P(i,t,s,h) Cong suat TD nhan tu nguon Q(i,t,s,h) Cong suat PK nhan tu nguon QG(i,t) Cong suat PK Tu QG1(i,t) Cong suat PK Tu1 nf va an lu Tong ton that Bien nhi phan z at nh oi lm ul Loss U(n,i,t) ; z m co l gm an Lu n va Parameter VLevel(Gen) /1 1.1/; V.l(i,t,s,h) = 1.0; V.Fx(Gen,t,s,h) = VLevel(Gen); Delta.l(i,t,s,h) = 0.0; Delta.fx("1",t,s,h) = 0.0; @ Positive variable P, Q, QG; Binary variable U; ac th 80 si 81 ************** HAM MUC TIEU VA RANG BUOC ******************* Equations CostEq Equn1(i,t,s,h) Equn2(i,t,s,h) Equn3(i,t) Equn4(cp) Equn5(i,j,t) Equn6(i,t) ; lu ************** HAM MUC TIEU ************** CostEq Loss =e= (365/2)*0.5*Sum((i,j,t,s,h),G(i,j,t)*(V(i,t,s,h)*V(i,t,s,h) + V(j,t,s,h)*V(j,t,s,h) 2*V(i,t,s,h)*V(j,t,s,h)*cos(Delta(j,t,s,h)-Delta(i,t,s,h))) + QG(i,t)*0.0002)*Sbase*1000; an n va tn to ************** CAN BANG CONG SUAT NUT ************** p ie gh Equn1(i,t,s,h)$(ord(i) gt 1) -QG(i,t)*0.0002- PD(i,t)*kt(s,h) =e= Sum(j, Y(i,j,t)*V(i,t,s,h)*V(j,t,s,h)*Cos(theta(i,j,t)+Delta(j,t,s,h) Delta(i,t,s,h))); Equn2(i,t,s,h)$(ord(i) gt 1) (QG(i,t-4)+QG(i,t-3)+QG(i,t-2)+QG(i,t-1)+QG(i,t))QD(i,t)*kt(s,h) =e= -Sum(j, Y(i,j,t)*V(i,t,s,h)*V(j,t,s,h)*Sin(theta(i,j,t)+Delta(j,t,s,h) Delta(i,t,s,h))); d oa nl w an lu nf va ************** RANG BUOC NANG CAP THIET BI ************** Equn2(i,t)$(ord(t) gt 0) QG(i,t) =e= (0.05*U("12",i,t)+0.1*U("11",i,t)+0.15*U("10",i,t)+0.21*U("9",i,t)+0 24*U("8",i,t)+0.3*U("7",i,t) +0.33*U("6",i,t)+0.39*U("5",i,t)+0.42*U("4",i,t)+0.45*U("3",i,t) +0.5*U("2",i,t)+0.55*U("1",i,t) ); Equn3(cp) sum((n,t),U(n,cp,t)) =l= 1; Equn4 sum((n,cp,t),U(n,cp,t)) =l= 5; Equn5(i,j,t)$(ord(i) lt ord(j)) (Smax((s,h),abs(Sbase*V(i,t,s,h)*Y(i,j,t)*(V(j,t,s,h)-V(i,t,s,h)))))=l= Se(i,j,t); Equn6(i,t)$(ord(t) gt 0) QG1(i,t) =e= QG1(i,t-1)+QG(i,t); z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu ********************** GIOI HAN CAC BIEN ********************** QG.Up(cp,t) = 1*QmxG1(cp,t); QG.Lo(cp,t) = 1*QmnG1(cp,t); n va ac th 81 si 82 ***************** RANG BUOC DIEN AP NUT ********************** V.Up(load,t,s,h) = 1.05; V.Lo(load,t,s,h) = 0.9; ******************* GOI SLOVER TINH TOAN ********************** Option MINLP=BONMIN; Model OPF /all/; Solve OPF using MINLP Minimizing Loss; ************ TINH TOAN THONG SO VA HIEN THI ****************** Display Loss.l, V.l; lu an n va p ie gh tn to d oa nl w nf va an lu z at nh oi lm ul z m co l gm @ an Lu n va ac th 82 si