Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)

Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)Nghiên cứu xây dựng mô hình và chương trình tính toán qui hoạch lưới điện phân phối khi xét đến nguồn pin mặt trời. (NCKH)

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ CẤP ĐẠI HỌC NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG MÔ HÌNH VÀ CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TỐN QUI HOẠCH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI XÉT ĐẾN NGUỒN PIN MẶT TRỜI Mã số: ĐH2015-TN02-03 Chủ nhiệm đề tài: TS Vũ Văn Thắng Thái Nguyên, 06/2017 ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ CẤP ĐẠI HỌC NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG MƠ HÌNH VÀ CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TỐN QUI HOẠCH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI XÉT ĐẾN NGUỒN PIN MẶT TRỜI Mã số: ĐH2015-TN02-03 Xác nhận tổ chức chủ trì KT HIỆU TRƢỞNG PHĨ HIỆU TRƢỞNG Chủ nhiệm đề tài (ký, họ tên) TS Vũ Văn Thắng PGS.TS Vũ Ngọc Pi Thái Nguyên, 06/2017 i DANH SÁCH NHỮNG NGƢỜI THAM GIA TT Họ tên Đơn vị công tác lĩnh vực chuyên môn TS Bạch Quốc Khánh Viện điện - Trƣờng ĐH Bách Khoa Hà Nội ThS Nguyễn Văn Lâm Điện lực TP Thái Nguyên TS Nguyễn Đức Tƣờng ThS Lê Tiên Phong ThS Dƣơng Hòa An Viện nghiên cứu Cơng nghệ cao – Trƣờng Đại học Kỹ thuật Công nghiệp Bộ môn Hệ thống điện – Khoa điện – Trƣờng Đại học Kỹ thuật Công nghiệp ii DANH SÁCH NHỮNG ĐƠN VỊ PHỐI HỢP TT Đơn vị công tác lĩnh vực chuyên môn Điện lực TP Thái Nguyên Bộ môn Hệ thống điện – Viện Điện - Trƣờng ĐH Bách Khoa Hà Nội iii MỤC LỤC MỤC LỤC iii DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT vi DANH MỤC CÁC BẢNG vii DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ vii THÔNG TIN KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU viii INFORMATION ON RESEARCH RESULTS x MỞ ĐẦU 1 Tổng quan Tính cấp thiết đề tài Mục tiêu Cách tiếp cận phƣơng pháp nghiên cứu Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu Nội dung nghiên cứu CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ QUI HOẠCH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 Giới thiệu 1.2 Hiện trạng qui hoạch LĐPP 1.2.1 LĐPP Việt Nam 1.2.2 LĐPP Thái Nguyên 1.2.3 Những tồn vấn đề qui hoạch LĐPP 10 1.3 Nguồn pin mặt trời 10 1.3.1 Tiềm nguồn lƣợng mặt trời 10 1.3.2 Đặc điểm nguồn lƣợng mặt trời Thái Nguyên 11 1.4 Qui hoạch, cải tạo LĐPP 13 1.4.1 Tổng quan toán qui hoạch LĐPP 13 1.4.1.1 Mục tiêu 13 1.4.1.2 Những bước toán qui hoạch LĐPP 14 1.4.1.3 Một số toán qui hoạch LĐPP 14 1.4.2 Phƣơng pháp qui hoạch, cải tạo LĐPP 16 1.4.2.1 Qui hoạch theo tiêu chuẩn 16 1.4.2.2 Qui hoạch toán học 16 1.4.2.3 Nhận xét 17 1.4.3 Các tiêu kinh tế đánh giá phƣơng án qui hoạch 17 1.5 Qui hoạch LĐPP xét đến khả tham gia nguồn pin mặt trời 20 iv 1.5.1 Mơ hình tốn qui hoạch LĐPP 21 1.5.2 Phƣơng pháp, thuật toán giải toán qui hoạch LĐPP 22 1.6 Nhận xét đề xuất vấn đề cần nghiên cứu 24 CHƢƠNG QUI HOẠCH TOÁN HỌC 25 2.1 Bài toán qui hoạch toán học tổng quát 25 2.1.1 Mơ hình tốn 25 2.1.2 Phân loại toán qui hoạch 25 2.2 Phƣơng pháp giải toán qui hoạch 26 2.3 Ngôn ngữ lập trình GAMS 28 2.3.1 Giới thiệu ngôn ngữ lập trình GAMS 28 2.3.2 Thuật toán solver MINOS GAMS 30 2.3.3 Những yêu cầu lập tốn qui hoạch LĐPP GAMS 30 2.4 Ví dụ 31 2.4.1 Sơ đồ thông số LĐPP 31 2.4.2 Mơ hình tính tốn tổn thất cơng suất 31 2.4.3 Kết tính tốn 32 2.5 Nhận xét 32 CHƢƠNG MƠ HÌNH VÀ CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TỐN QUI HOẠCH LĐPP XÉT ĐẾN NGUỒN PIN MẶT TRỜI 33 3.1 Đặt vấn đề 33 3.2 Đặc tính giá điện, tải công suất nguồn pin mặt trời 35 3.2.1 Đặc tính giá điện tải 35 3.2.2 Công suất xác suất nguồn pin mặt trời 35 3.3 Xây dựng mơ hình toán qui hoạch LĐPP 36 3.3.1 Sơ đồ khối qui trình tính tốn qui hoạch LĐPP 36 3.3.2 Xây dựng mơ hình sở (MH1) 40 3.3.2.1 Hàm mục tiêu mô hình sở 40 3.3.2.2 Các ràng buộc mơ hình sở 47 3.3.2.3 Phân tích nhận dạng mơ hình sở 50 3.3.3 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh (MH2) 51 3.3.3.1 Hàm mục tiêu mơ hình hiệu chỉnh 51 3.3.3.2 Các ràng buộc mô hình hiệu chỉnh 51 3.3.3.3 Phân tích nhận dạng mơ hình hiệu chỉnh 52 3.3.4 Đánh giá mô hình đề xuất 52 v 3.4 Ví dụ 53 3.4.1 Sơ đồ thông số LĐPP 53 3.4.2 Công suất nguồn pin mặt trời 55 3.4.3 Kết tính tốn 55 3.5 Nhận xét kết luận 57 CHƢƠNG TÍNH TỐN ÁP DỤNG 58 4.1 Đặt vấn đề 58 4.2 Những giả thiết thơng số tính tốn 58 4.2.1 Những giả thiết chung 58 4.3 Chƣơng trình tính tốn 60 4.4 Kết tính toán 60 4.4.1 Sơ đồ LĐPP thông số tính tốn 60 4.4.2 Kết tính tốn thảo luận 60 4.5 Những đánh giá kết luận 65 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 66 TÀI LIỆU THAM KHẢO 68 PHỤ LỤC 73 vi DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT CCĐ Cung cấp điện CSPK Công suất phản kháng CSTD Công suất tác dụng CTPP Công ty phân phối DG Nguồn điện phân tán (Distributed Generator) ĐTPT Đồ thị phụ tải GAMS Chƣơng trình The General Algebraic Modeling System LĐPP Lƣới điện phân phối HTĐ Hệ thống điện KT-KT Kinh tế kỹ thuật LP Qui hoạch tuyến tính (Linear Programming) LNP Qui hoạch phi tuyến (Nonlinear Programming) MBA Máy biến áp MINLP Qui hoạch phi tuyến nguyên thực hỗn hợp (Mixed Integer Nonlinear Programming) MIP Qui hoạch nguyên (Mixed Integer Programming) TBA Trạm biến áp TTĐ Thị trƣờng điện vii DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1 Cƣờng độ xạ trung bình tháng số khu vực [7] 13 Bảng 2.1 Modul thuật toán giải GAMS 29 Bảng 2.2 So sánh trào lƣu công suất điện áp nút với PSS/Adept 32 Bảng 3.1 Thông số nâng cấp đƣờng dây TBA 56 Bảng 3.2 Thông số đầu tƣ nguồn pin mặt trời 56 Bảng 3.3 So sánh tiêu kinh tế 56 Bảng 4.1 Thông số lộ trình nâng cấp đƣờng dây 62 Bảng 4.2 Lộ trình thơng số đầu tƣ nguồn pin mặt trời 62 Bảng 4.3 Một số tiêu KT-KT 63 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Hình 1.1 Sơ đồ LĐPP hình tia Hình 1.2 Sơ đồ LĐPP hình vòng Hình 1.3 Sơ đồ lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán Hình 1.4 Đồ thị phụ tải ngày điển hình LĐPP Thái Nguyên 10 Hình 1.5 Tổng cơng suất đặt nguồn pin mặt trời tồn cầu 11 Hình 1.6 Đặc tính cơng suất phát pin mặt trời Thái Nguyên 13 Hình 1.7 Sơ đồ bƣớc qui hoạch LĐPP 14 Hình 2.1 Sơ đồ LĐPP đơn giản 31 Hình 3.1 Sơ đồ khối tính tốn qui hoạch LĐPP 37 Hình 3.2 Sơ đồ LĐPP 15 nút 53 Hình 3.3 Đồ thị phụ tải ngày điển hình 54 Hình 3.4 Đặc tính giá điện 54 Hình 3.5 Đặc tính cơng suất nguồn pin mặt trời 55 Hình 4.1 Đặc tính giá bán điện 59 Hình 4.2 Sơ đồ lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán 61 Hình 4.3 So sánh tổn thất điện 64 viii ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN Đơn vị: Trƣờng Đại học KTCN THÔNG TIN KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU Thông tin chung: - Tên đề tài: Nghiên cứu xây dựng mơ hình chƣơng trình tính tốn qui hoạch lƣới điện phân phối xét đến nguồn pin mặt trời - Mã số: ĐH2015-TN02-03 - Chủ nhiệm: TS.Vũ Văn Thắng - Cơ quan chủ trì: Trƣờng Đại học Kỹ thuật Cơng nghiệp - Thời gian thực hiện: 2015-2016 Mục tiêu: - Xây dựng mơ hình chƣơng trình tính tốn qui hoạch LĐPP có xét đến khả tham gia nguồn pin mặt trời với đặc tính cơng suất phát mang tính ngẫu nhiên, đặc tính giá điện đồ thị phụ tải - Tính tốn đánh giá hiệu nguồn pin mặt trời qui hoạch LĐPP Thái Nguyên Kết nghiên cứu: - Đã xây dựng đƣợc mô hình tốn hai bƣớc qui hoạch LĐPP tổng hợp ĐTPT ngày điển hình, đặc tính giá điện nguồn pin mặt trời với cơng suất mang tính ngẫu nhiên phụ thuộc vào điều kiện khí hậu - Đã lập đƣợc chƣơng trình tính tốn theo mơ hình đề xuất ngơn ngữ lập trình GAMS cho phép xét đƣợc đồng thời nhiều giải pháp toán qui hoạch LĐPP nhƣ đánh giá đƣợc rõ ràng hiệu giải pháp qua tiêu KT-KT hệ thống - Đã tính tốn áp dụng qui hoạch LĐPP Thái Nguyên từ đánh giá hiệu sách khuyến khích phát triển nguồn lƣợng tái tạo Sản phẩm: - Sản phẩm khoa học: + 02 báo quốc tế: V V Thang (2017), “An optimization model for distribution system reinforcement integrated uncertainties of photovoltaic systems”, Electrical Engineering (SCI), Online, 2017, pp 1-10; V V Thang, B Q Khanh, H T Tung (2016), “A Two-Stage Optimization Model for Distribution System Planning Integrated Distributed Generator”, 69 [18] [19] [20] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [27] Nguyễn Đức Nghĩa (1999), Tối ưu hóa (Qui hoạch tuyến tính rời rạc), NXB Giáo dục, Hà Nội Vũ Minh Pháp, Bùi Bảo Hƣng (2012), “Tiềm năng lƣợng mặt trời ứng dụng công nghệ điện mặt trời tỉnh Tây Bắc”, Hội nghị KH&CN phục vụ phát triển kinh tế-xã hội tỉnh thuộc khu vực Tây Bắc, Hà Nội 04/2012 Đặng Đình Thống (2005), Pin mặt trời ứng dụng, NXB Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội Đặng Đình Thống, Lê Danh Liên (2006), Cơ sở lượng tái tạo, NXB Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội Đặng Quốc Thống (1992), Áp dụng nguyên lý tự động thiết kế để phân tích lựa chọn cấu trúc hệ thống CCĐ đô thị, Luận án tiến sĩ Kỹ thuật, Trƣờng Đại học Bách Khoa Hà Nội Nguyễn Lân Tráng (2005), Qui hoạch phát triển hệ thống điện, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội Tô Nhật Tân (2015), Tổng quan phụ tải điện hệ thống điện Quốc gia, Trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia, http://www.nldc.evn.vn, ngày 20/10/2015 Viện lƣợng (2008), Chiến lược phát triển công nghệ điện lực tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Hà Nội Viện Năng lƣợng (2010), Qui hoạch phát triển điện lực tỉnh Thái Nguyên giai đoạn 2010-2015 có xét đến năm 2020, Hà Nội Viện Năng lƣợng (2011), Qui hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030, Hà Nội  Ting Anh [28] Ackermann T., Andersson G., Lennart Soăder (2001), “Distributed generation: a definition”, Electric Power Systems Research 57, pp 195204 [29] Ackermann T (2005), Wind Power in Power Systems, John Wiley & Sons, Ltd [30] Algarni A A S (2009), Operational and Planning Aspects of Distribution Systems in Deregulated Electricity Markets, Ph.D Thesis, University of Waterloo [31] Algarni A A S and Kankar Bhattacharya (2009), “A Generic Operations Framework for Discos in Retail Electricity Markets”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 24, No 1, 2009, pp 356-367 [32] Algarni A A S and Kankar Bhattacharya (2009), “A Novel Approach to Disco Planning in Electricity Markets: Mathematical Model”, Power Systems Conference and Exposition, PSCE 2009, pp 1-5 [33] Algarni A A S and Kankar Bhattacharya (2009), “Disco Operation Considering DG Units and Their Goodness Factors”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 24, No 4, pp 1831-1840 70 [34] [35] [36] [37] [38] [39] [40] [41] [42] [43] [44] [45] [46] Asakura T., Genji T., Yura T., Hayashi N and Fukuyama Y (2003), “Long-Term Distribution Network Expansion Planning by Network Reconfiguration and Generation of Construction Plans”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 18, No 3, pp 1196-1204 Atwa Y M., El-Saadany E F., Salama M M A and Seethapathy R (2010), “Optimal Renewable Resources Mix for Distribution System Energy Loss Minimization”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 25, No 1, pp 360-370 El-Khattam W., Bhattacharya K., Hegazy Y and Salama M.M.A (2004), “Optimal investment planning for distributed generation in a competitive electricity market”, IEEE Transactions on Power Systems Vol 19, No 3, pp 1674-1684 El-Khattam W., Hegazy Y and Salama M (2005), “An integrated distributed generation optimization model for distribution system planning”, IEEE Transactions on Power Systems Vol 20, No 2, pp 1158-1165 El-Sayed M A H., Arram A A (2009), “Dispersed Generation Impact on Distribution Network Expansion Planning”, Power Systems Conference: Advanced Metering, Protection, Control, Communication, and Distributed Resources, PSC09, Clemson, SC, USA, pp 1-5 GAMS Development Corporation (2010), A User’s Guide, GAMS 23.5.1, USA Goswami S K (1997), “Distribution System Planning Using Branch Exchange Technique”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 12, No 2, pp 718-723 Gonen T., and Ramirez-Rosado I.J (1986), “Review of distribution system planning models: a model for optimal multistage planning”, IEEE Proceedings Generation, Transmission and Distribution, Vol 113, No 7, pp 397-408 Gonen T., Rosado I J R (1987), “Optimal Multi-Stage Planning of Power Distribution Systems”, IEEE Transmission on Power Delivery, Vol 2, No 2, pp 512-519 Gilbert M Masters (2004), Renewable and efficient electric power systems, John Wiley & Sons, Inc 2004 International Energy Agency (2010), Trends in Photovoltaic Applications - Survey report of selected IEA countries between 1992 and 2009, Report IEA-PVPS, France Jerome K Delson, Shahidehpour S M (1992), “Linear Programming Applications to Power System Economics”, Planning and Operations, Transmission on Power Systems, Vol 7, No 3, pp 1155-1163 Jeromin I., Balzer G., Backes J., Huber R (2009), “Life Cycle Cost Analysis of transmission and distribution systems”, IEEE Bucharest Power Tech Conference, Bucharest, Romania, pp 1-6 71 [47] [48] [49] [50] [51] [52] [53] [54] [55] [56] [57] [58] [59] [60] [61] [62] Kazemi A and Sadeghi M (2009), “Sitting and Sizing of Distributed Generation for Loss Reduction”, Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference, APPEEC 2009, pp 1-4 Khodr H M., Zita A Vale and Carlos Ramos (2009), “A Benders Decomposition and Fuzzy Multicriteria Approach for Distribution Networks Remuneration Considering DG”, IEEE Transmission on Power Systems, Vol 24, No 2, pp 1091-1101 Lee Willis H (2004), Power Distribution Planning Reference Book, Marcel Dekker, Inc Lee Willis H and Muhammad H Rashid (2009), Electric Power Distribution Reliability, CRC Press, Taylor & Francis Group, LLC Lee Willis H., Northcote-Green J E D (1982), “Comparison of Several Computerized Distribution Planning Methods”, Transmission on Power Apparatus and Systems, Vol PAS-104, No 3, pp 233-240 Mearig T., Coffee N., Morgan M (2013), Life Cycle Cost Analysis Handbook, State of Alaska-Department of Education & Early Development Mccusker S., Hobbs B.F (2003), “A Nested Benders Decomposition Approach to Locating Distributed Generation in a Multiarea Power System”, Networks and Spatial Economics 3, pp 197-223 Moskovitz D (2000), “Profits and Progress through Distributed Resources”, The Regulatory Assistance Project, Tech Rep Mohab Elnashar (2011), Enabling High Wind Penetration in Electrical Grids, Ph.D Thesis, University of Waterloo Mohammad Vaziri, Kevin Tomsovic and Anjan Bose (2004), “A Directed Graph Formulation of the Multistage Distribution Expansion Problem”, IEEE Transmission on Power Delivery, Vol 19, No 3, pp 1335-1341 Paul Barringer H (2003), “A Life Cycle Cost Summary”, International Conference of Maintenance Societies, ICOMS 2003, pp 1-10 Harris P G (2000), “Impacts of deregulation on the electric power industry”, IEEE Power Eng Rev., Vol 20, No 10, pp 4-6 Porkar S., Fard A A T., Poure P and Saadate S (2010), “A Multistage Model for Distribution Expansion Planning with Distributed Generation in a Deregulated Electricity Market”, Iranian Journal of Science & Technology, Transaction B: Engineering, Vol 34, No B3, pp 275-287 Peter A Daly and Jay Morrison (2001), “Understanding the Potential Benefits of Distributed Generation on Power Delivery Systems”, 2001 Rural Electric Power Conference, REPCON 2001, pp A2.1-A2.13 Shane Rourke B.E (2003), Locational Marginal Pricing of Electricity, Master Thesis, University College Dublin Shaw Power Technologies Inc (2004), Users Manual, PSS/ADEPT, USA 72 [63] Soteris Kalogirou (2009), Solar Energy Engineering: Processes and Systems, Elsevier Inc [64] Stanford University (2005), Guidelines for Life Cycle Cost Analysis, Department of Land and Buildings, USA [65] Steven M Wong (2009), Some Aspects of Distribution System Planning in the Context of Investment in Distributed Generation, Ph.D Thesis, University of Waterloo [66] Steven Stoft (2002), Power System Economics - Designing Markets for Electricity, John Wiley & Sons, Inc [67] Su Haifeng, Zhang Jianhua, Liang Zhirui, Niu Shengsuo (2010), “Power Distribution Network Planning Optimization Based on Life Cycle Cost (LCC)”, 2010 China International Conference on Electricity Distribution, CICED 2010, pp 1-8 [68] Suresh K Khator, Leung L C (1997), “Power Distribution Planning: A Review of Models and Issues”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 12, No 3, pp 1151-1159 [69] The Schumacher Centre for Technology & Development (2011), MicroHydro Power, United Kingdom [70] Thomas Nippert, Kathrin Steinke, Martin Schorors (2007), “Loss Reduction in High Voltage Urban Distribution Systems”, 19th International Conference on Electricity Distribution, Vienna, pp 1-4 [71] Trinh Qung Dung (2009), “Photovoltaic technology and solar energy development in Viet Nam”, Techmonitor [72] U.S Department of Energy (2008), “2008 Solar Technologies Market Report”, Energy Efficiency & Renewable Energy, USA [73] U.S Department of Energy (2010), 2010 Solar Technologies Market Report, Energy Efficiency &Renewable Energy, USA [74] Viktoria Neimane (2009), On Development Planning of Electricity Distribution Networks, Ph.D Thesis, Royal Institute of Technology [75] Vinoth Kumar K and Selvan M P (2009), “Planning and Operation of Distributed Generations in Distribution Systems for Improved Voltage Profile”, Power Systems Conference and Exposition, PSCE 2009, Washington, USA, 2009, pp 1-8 [76] Walid Omran (2010), Performance Analysis of Grid-Connected Photovoltaic Systems, Ph.D Thesis, University of Waterloo [77] Wong S., Bhattacharya1 K and Fuller J D (2009), “Electric power distribution system design and planning in a deregulated environment”, IET Generation, Transmission & Distribution, Vol 3, Iss 12, pp 10611078 73 PHỤ LỤC PL1 Code chƣơng trình tính tốn qui hoạch LĐPP lập chƣơng trình GAMS xét đến khả tham gia nguồn pin mặt trời 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; ************* KHAI BAO MANG DU LIEU VA DU LIEU DAU VAO ************** Set i So nut /1*15/; Alias (i,j); Set t Thoi gian tinh toan /1*10/; Set h Thoi gian /1*24/; Set s So mua /1*4/; SET Gen(i) Nut nguon /1/ Load(i) Nut tai /2*15/ DG(i) Nut dau tu DG /2*15/ Head1 Bang du lieu duong day /Rf, Xf, Chf, Lf/ 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 DG /Pmin, Pmax, Qmin, Qmax, Cca, Cpo, Cqo/ Head7 Bang dac tinh cong suat phat cua DG /kk0/ Head8 Bang thi phu tai dien hinh /kt0/ Head9 Bang gia dien /pr0/ ; Scalar phi /3.14/; Scalar SBase Cong suat co so MVA /10/; Scalar VBase Dien ap co so kV /22/; Scalar GFD He so phat trien cua phu tai /0.1/; Scalar r He so chiet khau /0.1/; Scalar M He so M /20/; Scalar tt Tong thoi gian tinh toan /10/; Scalar STmn Cong suat nho nhat cua MBA /10/; Scalar SFmn Cong suat nho nhat cua duong day /1.5/; TABLE Generat(Gen,Head2) Du lieu nguon Pmin Pmax Qmin Qmax * ”Nhap thong so nguon” PARAMETER PmxG(gen,t), PmnG(gen,t), QmxG(gen,t), QmnG(gen,t); PmxG(gen,t) = Generat(gen,"Pmax")/(SBase); PmnG(gen,t) = Generat(gen,"Pmin")/(SBase); QmxG(gen,t) = Generat(gen,"Qmax")/(SBase); QmnG(gen,t) = Generat(gen,"Qmin")/(SBase); TABLE Generat1(dg,Head6) Du lieu DG Pmin Pmax Qmin Qmax Cca Cpo Cqo * “Nhap thong so DG” PARAMETER PmxG1(dg,t), PmnG1(dg,t), QmxG1(dg,t), QmnG1(dg,t), Cc(dg,t), Cp(dg,t), Cq(dg,t); PmxG1(dg,t) = Generat1(dg,"Pmax")/(SBase); PmnG1(dg,t) = Generat1(dg,"Pmin")/(SBase); QmxG1(dg,t) = Generat1(dg,"Qmax")/(SBase); 74 QmnG1(dg,t) = Generat1(dg,"Qmin")/(SBase); Cc(dg,t) = 1*Generat1(dg,"Cca"); Cp(dg,t) = 1*Generat1(dg,"Cpo"); Cq(dg,t) = 1*Generat1(dg,"Cqo"); TABLE Factkk(s,h,Head7) Dac tinh cong suat phat cua DG kk0 * “Nhap thong so dac tinh cong suat phat cua DG” PARAMETER Parameter kk(s,h); kk(s,h) = Factkk(s,h,"kk0"); TABLE Price0(h,Head9) Gia dien Pr0 * ”Nhap gia ban dien” PARAMETER PriceP(h), PriceQ(h); PriceP(h) = Price0(h,"pr0"); PriceQ(h) = 0,05*PriceP(h); TABLE Demand(i, Head3) Cong suat phu tai PD0 QD0 * ”Nhap tham so phu tai” PARAMETER PD(i), QD(i); PD(i)= Demand(i,"PD0")/(1000*SBase); QD(i)= Demand(i,"QD0")/(1000*SBase); TABLE Factkt(s,h,Head8) Do thi phu tai dien hinh kt0 * ”Nhap thi phu tai” PARAMETER kt(s,h); kt(s,h) = Factkt(s,h,"kt0"); TABLE DemandSs1(i, Head4) Cong suat gioi han cua TBA nam co so Ss0 * ”Nhap cong suat gioi han TBA” PARAMETER DemandSs(i,t,Head4), Ssub(i,t); DemandSs(i,t,Head4)= DemandSs1(i, Head4); Ssub(i,t)= DemandSs(i,t,"Ss0")/(SBase); TABLE DemandSf1(i,j, Head5) Cong suat gioi han cua duong day nam co so Sf0 * ”Nhap cong suat gio han duong day” PARAMETER DemandSf(i,j,t, Head5), Sfe(i,j,t); DemandSf(i,j,t, Head5)=DemandSf1(i,j, Head5); Sfe(i,j,t)= DemandSf(i,j,t,"Sf0")/(SBase); TABLE LineData1(i,j,head1) Rf Xf Chf Lf * ”Nhap thong so duong day” PARAMETER LineData(j,i,t,head1); LineData(j,i,t,head1)=LineData1(j,i,head1); LineData(j,i,t,head1) = LineData(i,j,t,head1); ******************* TINH NHU CAU TAI NAM T ******************* PARAMETER PDt(i,s,t,h), QDt(i,s,t,h), TPDt(t); PDt(i,s,t,h)= kt(s,h)*PD(i)*(1+GFD*(ord(t)-1)); QDt(i,s,t,h)= kt(s,h)*QD(i)*(1+GFD*(ord(t)-1)); TPDt(t) = Sum(i,Smax((s,h),PDt(i,s,t,h)))*SBase; 75 ************************************************************************************* ************************ MO HINH CO SO ********************************* ************************************************************************************* ************* TINH TONG DAN NHANH NAM CO SO ************* PARAMETER Re(i,j,t,head1), Xe(i,j,t,head1), Che(i,j,t,head1), Le(i,j,t,head1), LL(i,j,t); Le(i,j,t,"Lf")=Linedata(i,j,t,"Lf"); Re(i,j,t,"Rf") = Linedata(i,j,t,"Rf")*Le(i,j,t,"Lf")*(SBase/(VBase*VBase)); Xe(i,j,t,"Xf") = Linedata(i,j,t,"Xf")*Le(i,j,t,"Lf")*(SBase/(VBase*VBase)); Che(i,j,t,"Chf")=Linedata(i,j,t,"Chf")*Le(i,j,t,"Lf"); 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")$(Che(i,j,t,"Chf") gt 0) = Che(i,j,t,"Chf"); LL(i,j,t) = Le(i,j,t,"Lf"); PARAMETER Z(i,j,t), GG(i,j,t), BB(i,j,t), YCL(i,t), G(i,j,t) , B(i,j,t), Y(i,j,t), ZI(i,j,t), theta(i,j,t), G(i,j,t); Z(i,j,t) = (Re(i,j,t,"Rf")*Re(i,j,t,"Rf")) + (Xe(i,j,t,"Xf")*Xe(i,j,t,"Xf")) ; GG(i,j,t)$(z(i,j,t) ne 0,00) = Re(i,j,t,"Rf")/Z(i,j,t) ; BB(i,j,t)$(z(i,j,t) ne 0,00) = -Xe(i,j,t,"Xf")/Z(i,j,t); YCL(i,t) = sum(j, Che(i,j,t,"Chf")); G(i,j,t)$(ord(i) ne ord(j)) = -GG(i,j,t); B(i,j,t)$(ord(i) ne ord(j)) = -BB(i,j,t); Y(i,j,t) = sqrt(G(i,j,t)*G(i,j,t) + B(i,j,t)*B(i,j,t)); ZI(i,j,t)$(G(i,j,t) ne 0,00) = abs(B(i,j,t))/abs(G(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)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = 0,0 ; G(i,j,t) = -Y(i,j,t)*cos(Theta(i,j,t)); ************* KHAI BAO CAC BIEN VA XAP XI DAU ************* VARIABLES V(i,s,t,h) Dien ap nut Delta(i,s,t,h) Goc pha dien ap nut P(i,s,t,h) Cong suat TD nguon Q(i,s,t,h) Cong suat PK nguon PG(i,t) Cong suat TD DG QG(i,t) Cong suat PK DG LCC1 Tong chi phi SF(i,j,t) Cong suat bo sung cua duong day F(i,j,t) Tiet dien nang cap duong day ST(i,t) Cong suat bo sung TBA U1(i,j,t) Bien nhi phan U2(i,t) Bien nhi phan SFa(i,j,s,t,h) Trao luu cong suat tren duong day SFb(i,j,t) Cong suat gioi han cua duong day sau nang cap STa(gen,s,t,h) Trao luu cong suat qua TBA STb(gen,t) Cong suat gioi han cua TBA sau nang cap; Positive variable P, PG, QG, F, ST, SF; Binary variable U1, U2; PARAMETER VLevel(Gen) /1 1,05/; 76 V.l(i,s,t,h) = 1,0; V.Fx(Gen,s,t,h) = VLevel(Gen); Delta.l(i,s,t,h) = 0,0; Delta.fx("1",s,t,h) = 0,0; ************* XAY DUNG HAM MUC TIEU VA RANG BUOC ************* EQUATIONS CostEq Equn1(i,s,t,h) Equn2(i,s,t,h) Equn3(Gen,k,s,t,h) Equn4(Gen,k,s,t,h) Equn5(Gen,k,s,t,h) Equn6(Gen,k,s,t,h) Equn7(gen,s,t,h) Equn8(gen,s,t,h) Equn9(i,j,s,t,h) Equn10(gen,s,t,h) Equn11(gen,s,t,h) Equn12(gen,t) Equn13(gen,t) Equn14(gen,t) Equn15(gen) Equn16(i,j,s,t,h) Equn17(i,j,t) Equn18(i,j,t) Equn19(i,j,t) Equn3a(dg,s,t,h) Equn4a(dg,s,t,h) Equn7a(dg,s,t,h) Equn8a(dg,s,t,h) Equn13a(dg,t) Equn14a(dg,t) Equn16a(dg,t) CostEq Cost1 =e= sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*SBase*sum((i,j),LL(i,j,t)*(1+1*((tt-ord(t)+120)/20))*(0.15+0.01*SF(i,j,t))*U1(i,j,t) ))+ sum((Gen,k,t),(1/(1+r)**(ord(t)-1))*(1+1* ((tt-ord(t)+1-20)/20))*SBase*(0.2+0.05*ST(gen,t))*U2(gen,t))+sum((dg,t),(1/(1+r)**(ord(t)1))*SBase*Cc(dg,t)*(1+1*((tt-ord(t)+1-30)/30))*(1-0.0*(ord(t)-1))*((PG(dg,t)PG(dg,t1))))+sum((Gen,s,t,h),(1/(1+r)**(ord(t)-1))*91.25*(10**(-6))*SBase* (PriceP(h)*P(gen,s,t,h)+ PriceQ(h)*Q(gen,s,t,h)))+sum((dg,s,t,h),(1/(1+r)**(ord(t)-1))* 91.25*(10**(6))*SBase*(Cp(dg,t)*kk(s,h)*PG(dg,t)+Cq(dg,t)* kk(s,h)*QG(dg,t))); Equn1(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,PG(i,t)*kk(s,h)) - PDt(i,s,t,h) =e= Sum(j, Y(i,j,t)*V(i,s,t,h)*V(j,s,t,h)*Cos(theta(i,j,t)+Delta(j,s,t,h) - Delta(i,s,t,h))); Equn2(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,QG(i,t)*kk(s,h)) - QDt(i,s,t,h) =e= -Sum(j, Y(i,j,t)*V(i,s,t,h)*V(j,s,t,h)*Sin(theta(i,j,t)+Delta(j,s,t,h) - Delta(i,s,t,h))); Equn3(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 0) P(gen,s,t,h)=l= P(Gen,s,t-1,h)+ 0.5*PmxG(Gen,t); Equn4(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 0) P(gen,s,t,h) =g= P(Gen,s,t-1,h)- 0.5*PmxG(Gen,t); Equn5(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 0) Q(Gen,s,t,h) =l= Q(Gen,s,t-1,h)+ 0.5*QmxG(Gen,t); Equn6(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 0) Q(Gen,s,t,h) =g= Q(Gen,s,t-1,h)- 0.5*QmxG(Gen,t); Equn7(gen,s,t,h) P(gen,s,t,h)=e= Sum(j,(V(gen,s,t,h)*(COS(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)* COS(Theta(gen,j,t)+Delta(j,s,t,h)) -V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta(gen,s,t,h)))+ SIN(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)* SIN(Theta(gen,j,t)+ Delta(j,s,t,h)) - V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta(gen,s,t,h)))))); Equn8(gen,s,t,h) Q(gen,s,t,h)=e= Sum(j,(V(gen,s,t,h)*(SIN(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta(j,s,t,h)) - V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+Delta(gen,s,t,h)))- 77 COS(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta(j,s,t,h)) V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta(gen,s,t,h)))))); Equn10(gen,s,t,h)$(ord(t) gt 0) STa(gen,s,t,h) =e= Sum(j,((V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*(V(gen,s,t,h)V(j,s,t,h))))); Equn11(gen,s,t,h)$(ord(t) gt 0) STa(gen,s,t,h)*SBase =l= (Ssub(gen,t)*SBase + STb(gen,t)+ ST(gen,t)); Equn12(gen,t)$(ord(t) gt 0) STb(gen,t) =e= STb(gen,t-1) + ST(gen,t-1); Equn13(gen,t)$(ord(t) gt 0) ST(gen,t) =g= 10*U2(gen,t); Equn14(gen,t)$(ord(t) gt 0) ST(gen,t) =l= 20*U2(gen,t); Equn15(gen) sum(t,ST(gen,t)) =l= 25; Equn9(i,j,s,t,h)$(ord(i) lt ord(j)) SFa(i,j,s,t,h)=e= ((V(i,s,t,h)*Y(i,j,t)*(V(i,s,t,h)-V(j,s,t,h)))); Equn16(i,j,s,t,h)$(ord(i) lt ord(j)) SFa(i,j,s,t,h)*SBase =l= (SFe(i,j,t)*SBase + SFb(i,j,t) + SF(i,j,t)); Equn17(i,j,t)$(ord(i) lt ord(j)) SFb(i,j,t) =e= SFb(i,j,t-1) + SF(i,j,t-1); Equn18(i,j,t)$(ord(i) lt ord(j)) SF(i,j,t) =g= 2*U1(i,j,t); Equn19(i,j,t)$(ord(i) lt ord(j)) SF(i,j,t) =l= 10*U1(i,j,t); Equn3a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG(dg,t)*kk(s,h) =l= PG(dg,t-1)*kk(s,h)+ 0.5*PmxG1(dg,t); Equn4a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG(dg,t)*kk(s,h) =g= PG(dg,t-1)*kk(s,h)- 0.5*PmxG1(dg,t); Equn7a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG(dg,t)*kk(s,h) =l= QG(dg,t-1)*kk(s,h)+ 0.5*QmxG1(dg,t); Equn8a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG(dg,t)*kk(s,h) =g= QG(dg,t-1)*kk(s,h)- 0.5*QmxG1(dg,t); Equn13a(dg,t)$(ord(t) gt 1) PG(dg,t)=g=PG(dg,t-1); Equn14a(dg,t)$(ord(t) gt 1) QG(dg,t)=g=QG(dg,t-1); Equn16a(dg,t) QG(dg,t)=l=0.75*PG(dg,t); ********** GIOI HAN CAC BIEN ********** P.Up(gen,s,t,h) = PmxG(gen,t); P.Lo(gen,s,t,h) = PMnG(gen,t); Q.Up(gen,s,t,h) = QMxG(gen,t); Q.Lo(gen,s,t,h) = QMnG(gen,t); PG.Up(dg,t) = PmxG1(dg,t); QG.Up(dg,t) = QmxG1(dg,t); PG.Lo(dg,t) = PmnG1(dg,t); QG.Lo(dg,t) = QmnG1(dg,t); SF.Up(i,j,t) = 10; SF.Lo(i,j,t) = 0; ST.Up(i,t) = 10; ST.Lo(i,t) = 0; V.Up(load,s,t,h) = 1.1; V.Lo(load,s,t,h) = 0.9; ************* GOI SLOVER VA TINH TOAN ************* Option MINLP=MINOS; Model LCC1 /all/; Solve LCC1 using MINLP Minimizing Cost; ************* NANG CAP THIET BI, DIEU CHINH THONG SO DUONG DAY ************* * ”Chon thong so tieu chuan cua thiet bi” Ffee_nc(i,j,t); Ssub_nc(gen,t); ************************************************************************************* ************************ MO HINH HIEU CHINH ********************************* ************************************************************************************* ************* TINH TONG DAN NHANH THEO THONG SO NANG CAP ************* Le(i,j,t,"Lf")=Linedata(i,j,t,"Lf"); Re(i,j,t,"Rf") = Linedata(i,j,t,"Rf")*Le(i,j,t,"Lf")*(SBase/(VBase*VBase)); 78 Xe(i,j,t,"Xf") = Linedata(i,j,t,"Xf")*Le(i,j,t,"Lf")*(SBase/(VBase*VBase)); Che(i,j,t,"Chf")=Linedata(i,j,t,"Chf")*Le(i,j,t,"Lf"); Re(j,i,t,"Rf")$(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"); LL(i,j,t) = Le(i,j,t,"Lf"); 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); YCL(i,t) = sum(j, Che(i,j,t,"Chf")); 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); Y(i,j,t) = sqrt(G(i,j,t)*G(i,j,t) + B(i,j,t)*B(i,j,t)); ZI(i,j,t)$(G(i,j,t) ne 0,00) = abs(B(i,j,t))/abs(G(i,j,t)) ; theta(i,j,t) = arctan(ZI(i,j,t)); theta(i,j,t)$((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 ; G(i,j,t) = -Y(i,j,t)*cos(Theta(i,j,t)); ************* KHAI BAO BIEN VA XAP XI DAU ************* VARIABLES V2(i,s,t,h) Dien ap nut Delta2(i,s,t,h) Goc pha dien ap nut P2(i,s,t,h) Cong suat TD nguon Q2(i,s,t,h) Cong suat PK nguon PG2(i,t) Cong suat TD cua DG QG2(i,t) Cong suat PK cua DG LCC2 Tong chi phi; PARAMETER VLevel2(Gen) /1 1.05/; V2.l(i,s,t,h) = 1.0; V2.Fx(Gen,s,t,h) = VLevel2(Gen); Delta2.l(i,s,t,h) = 0.0; Delta2.fx("1",s,t,h) = 0.0; ************* XAY DUNG HAM MUC TIEU VA RANG BUOC ************* EQUATIONS CostEq2 Equn1_2(i,s,t,h) Equn2_2(i,s,t,h) Equn3_2(Gen,k,s,t,h) Equn4_2(Gen,k,s,t,h) Equn5_2(Gen,k,s,t,h) Equn6_2(Gen,k,s,t,h) Equn7_2(i,j,s,t,h) Equn8_2(gen,s,t,h) Equn9_2(gen,s,t,h) Equn3_2a(dg,s,t,h) Equn4_2a(dg,s,t,h) Equn5_2a(dg,s,t,h) Equn6_2a(dg,s,t,h) Equn7_2a(dg,t) Equn8_2a(dg,t) 79 Equn9_2a(dg,t); CostEq2 Cost2 =e= sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum((i,j),LL(i,j,t)*(1+1*((tt-ord(t)+ 1-20)/20))* (0.15+0.01*Sfee_nc(i,j,t))*U1.l(i,j,t))) +sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum(gen,(1+1*((tt-ord(t)+ 1-20)/20))*(0.2+0.05*Ssub_nc(gen,t))*U2.l(gen,t)))+sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)1))*sum((dg),SBase*Cc(dg,t)*(1+1*((tt-ord(t)+1-30)/30))*((PG2(dg,t)-PG2(dg,t-1)) ))) +sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum((gen,s,h), 91.25*(10**(-6))*SBase*(PriceP(h)*P2(gen,s,t,h)+ PriceQ(h)*Q2(gen,s,t,h)))) +sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum((dg,s,h), 91.25*(10**(6))*SBase*(Cp(dg,t)*kk(s,h)*PG2(dg,t)+Cq(dg,t)*kk(s,h)*QG2(dg,t)))); Equn1_2(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,PG2(i,t)*kk(s,h)) - PDt(i,s,t,h) =e= Sum(j, Y(i,j,t)*V2(i,s,t,h)*V2(j,s,t,h)*Cos(theta(i,j,t)+Delta2(j,s,t,h) - Delta2(i,s,t,h))); Equn2_2(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,QG2(i,t)*kk(s,h)) - QDt(i,s,t,h) =e= -Sum(j, Y(i,j,t)*V2(i,s,t,h)*V2(j,s,t,h)*Sin(theta(i,j,t)+Delta2(j,s,t,h) - Delta2(i,s,t,h))); Equn3_2(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) P2(gen,s,t,h)=l= P2(Gen,s,t-1,h)+ 0.5*PmxG(Gen,t); Equn4_2(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) P2(gen,s,t,h) =g= P2(Gen,s,t-1,h)- 0.5*PmxG(Gen,t); Equn5_2(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) Q2(Gen,s,t,h) =l= Q2(Gen,s,t-1,h)+ 0.5*QmxG(Gen,t); Equn6_2(Gen,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) Q2(Gen,s,t,h) =g= Q2(Gen,s,t-1,h)- 0.5*QmxG(Gen,t); Equn7_2(i,j,s,t,h)$(ord(i) lt ord(j)) V2(i,s,t,h)*Y(i,j,t)*(V2(j,s,t,h)-V2(i,s,t,h))=l= DemandSf(i,j,t,"Sf0"); Equn8_2(gen,s,t,h) P2(gen,s,t,h)=e=Sum(j,(V2(gen,s,t,h)*(COS(Delta2(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)* Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+Delta2(j,s,t,h)) -V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta2(gen,s,t,h)))+SIN(Delta2(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta2(j,s, t,h)) - V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta2(gen,s,t,h)))))); Equn9_2(gen,s,t,h) Q2(gen,s,t,h)=e= Sum(j,(V2(gen,s,t,h)*(SIN(Delta(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)* Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+Delta2(j,s,t,h)) - V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta2(gen,s,t,h)))-COS(Delta2(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+ Delta2(j,s,t,h)) - V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta2(gen,s,t,h)))))); Equn3_2a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG2(dg,t)*kk(s,h) =l= PG2(dg,t-1)*kk(s,h)+ 0.5*PmxG1(dg,t); Equn4_2a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG2(dg,t)*kk(s,h) =g= PG2(dg,t-1)*kk(s,h)- 0.5*PmxG1(dg,t); Equn5_2a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG2(dg,t)*kk(s,h) =l= QG2(dg,t-1)*kk(s,h)+ 0.5*QmxG1(dg,t); Equn6_2a(dg,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG2(dg,t)*kk(s,h) =g= QG2(dg,t-1)*kk(s,h)- 0.5*QmxG1(dg,t); Equn7_2a(dg,t)$(ord(t) gt 1) PG2(dg,t)=g=PG2(dg,t-1); Equn8_2a(dg,t)$(ord(t) gt 1) QG2(dg,t)=g=QG2(dg,t-1); Equn9_2a(dg,t) QG2(dg,t)=l=0.75*PG2(dg,t); *************GIOI HAN CAC BIEN ************* P2.Up(gen,s,t,h) = PmxG(gen,t); P2.Lo(gen,s,t,h) = PMnG(gen,t); Q2.Up(gen,s,t,h) = QMxG(gen,t); Q2.Lo(gen,s,t,h) = QMnG(gen,t); PG2.Up(dg,t) = PmxG12(dg); QG2.Up(dg,t) = QmxG12(dg); PG2.Lo(dg,t) = PmnG12(dg); QG2.Lo(dg,t) = QmnG12(dg); V2.Up(load,s,t,h) = 1.1; V2.Lo(load,s,t,h) = 0.9; ************* GOI SOLVER TINH TOAN ************* Option NLP=MINOS; Model LCC2 /all/; Solve LCC2 using NLP Minimizing Cost2; ************* IN KET QUA ************* PARAMETER DeltaPmax(t), DeltaAP(t), DeltaAQ(t), Vn(i,t), Pgen2(gen,s,t,h), Qgen2(gen,s,t,h), Pdg_ch(dg,t), Cegen, Cedg, Cetong, DeltaAP(t), DeltaAQ(t), DeltaAPto, DeltaPmax(t), EPgen(t), EPgento; 80 Pgen2(gen,s,t,h) = P2.l(gen,s,t,h)*Sbase; Qgen2(gen,s,t,h) = Q2.l(gen,s,t,h)*Sbase; DeltaPmax(t)=100*Smax((s,h),(Sum(j,ReP2("1",j,s,t,h))+Sum((dg),PG2.l(dg,t)*kk(s,h))Sum(i,PDt(i,s,t,h)))*Sbase)/(TPDt(t)); DeltaAP(t) = 10**(-3)*Sum((s,h),182,5*(Sum(j,ReP2("1",j,s,t,h))+ Sum((dg),PG2.l(dg,t)*kk(s,h))Sum(i,PDt(i,s,t,h)))*Sbase); DeltaAQ(t) = 10**(-3)*Sum((s,h),182,5*(Sum(j,ImQ2("1",j,s,t,h))+ Sum((dg),QG2.l(dg,t)*kk(s,h))Sum(i,QDt(i,s,t,h)))*Sbase); Vn(i,t)=Smin((s,h),V2.l(i,s,t,h)); CEgen = sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum((gen,s,h),182.5*(10**(-6))*SBase*(PriceP(h)*P2.l(gen,s,t,h)+ PriceQ(h)*Q2.l(gen,s,t,h)))); CEdg = sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum((dg,s,h),182.5*(10**(-6))*SBase*(Cp(dg,t)*kk(s,h)* PG2.l(dg,t)+Cq(dg,t)*kk(s,h)**QG2.l(dg,t)))); CEtong = CEgen + CEdg; Pdg_ch(dg,t) = PG2(dg,t)*SBase; DeltaAP(t) = 10**(-3)*Sum((s,h),182.5*(Sum(j,ReP2("1",j,s,t,h))+ Sum((dg),PG2.l(dg,t)*kk(s,h))Sum(i,PDt(i,s,t,h)))*Sbase); DeltaAQ(t) = 10**(-3)*Sum((s,h),182.5*(Sum(j,ImQ2("1",j,s,t,h))+ Sum((dg),QG2.l(dg,t)*kk(s,h))Sum(i,QDt(i,s,t,h)))*Sbase); DeltaAPto = sum(t,DeltaAP(t)); DeltaPmax(t) = 100*Smax((s,h),(Sum(j,ReP2("1",j,s,t,h))+ Sum((dg),PG2.l(dg,t)*kk(s,h))Sum(i,PDt(i,s,t,h)))*Sbase)/(TPDt(t)); EPgen(t) = 10**(-3)*Sum((s,h),182.5*(Sum(j,ReP2("1",j,s,t,h)))*Sbase); EPgento = sum(t,EPgen(t)); DISPLAY Sfee_nc, Ssub_nc, Pdg_ch, Cost2.l,CEgen, CEtong, DeltaAP, DeltaAQ, EPgento, DeltaAPto, DeltaPmax, Vn; PL2 Dòng điện giới hạn dây dẫn [10] Dây dẫn AC-25 AC-35 AC-50 AC-70 AC-95 TT Icp (A) 130 175 210 265 330 Dây dẫn AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 - TT 10 Icp (A) 380 445 510 610 - PL3 Cƣờng độ xạ trung bình tháng số khu vực [7] Đồng Hới Bắc Kạn Thái Nguyên Vị trí TT quan Giờ sát 6,5 9,5 12,5 15,5 18,5 6,5 9,5 12,5 15,5 18,5 6,5 9,5 12,5 15,5 18,5 Cường độ xạ (W/m2) T1 T2 T3 T4 29 14 31 61 405 334 469 876 530 849 1085 1580 388 681 860 1175 38 20 27 48 31 51 115 945 919 966 1159 1425 1185 1340 1489 770 700 835 1001 18 10 57 146 945 724 919 1273 1425 1289 1345 1634 770 631 700 1295 48 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 211 1479 1909 1461 156 146 1273 1634 1295 48 183 1373 1747 1368 40 146 1063 1584 1365 58 183 1373 1747 1368 40 142 1228 1420 1120 25 155 1083 1387 1068 40 193 1273 1657 1158 40 112 1054 1361 1000 101 919 1255 820 68 197 1378 1620 1120 25 68 885 1115 731 42 724 1061 800 193 1354 1561 942 36 706 989 554 32 725 915 681 68 1185 1315 731 32 559 853 441 36 506 689 454 36 906 1189 554 36 906 1189 554 169 353 271 32 759 1053 441 32 759 1053 441 81 PL4 Thông số phụ tải lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán - 48 nút TT 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 Tên nút TBA 110kV Đán Đồng Quang K.sạn Đông Á Lƣơng Ngọc Quyến Tỉnh đội Nguyễn Huệ Lƣơng Ngọc Quyến Hồng hà Cƣ xá quân khu Cơ khí Mỏ Gia súc Việt Thái Phan Đình Phùng Trƣờng VHNT UB Thành Phố Chợ Bột khống Xn Hòa Đồng Tiến Dân cƣ tỉnh đội Đồng Quang Bắc Nam Bê tông Ngã ba chợ Kho Bạc Gia Sàng Viện sét Quỳnh Minh Gia sàng Cầu Lồng K.khí Gia Sàng Bia Chiến thắng Cầu Lồng Thái Hƣng K.khí Gia Sàng Bắc Nam Bắc Nam NH Nông nghiệp Núi Tiện Xuân Quang Xuân Quang Đồng tiến Trại bầu Trại bầu Dân cƣ gia súc Qui bơ Minh Cầu Điện lực Tổng Ký hiệu nút 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 PD0 (kW) 376.00 257,50 272.00 172.25 170.00 148.75 110.00 108.80 210.00 201.08 306.00 159.38 306.00 238.00 127.50 195.20 170.00 176.16 327.50 261.38 287.30 151.00 148.75 410.00 170.00 206.00 410.00 170.00 157.25 407.75 168.00 187.04 404.04 185.88 170.00 238.00 79.52 113.52 89.80 161.20 162.05 108.08 168.00 177.65 144.85 172.00 92.40 9,633.58 QD0 (kVAr) 319.64 176.28 168.57 144.78 105.36 92.19 76.07 67.43 116.07 124.74 189.64 98.77 189.64 147.50 79.02 159.00 105.36 147.20 279.02 161.99 178.05 131.61 92.19 316.07 105.36 189.64 316.07 105.36 97.45 330.21 142.14 153.94 364.48 102.96 105.36 147.50 51.26 82.33 67.43 137.93 138.46 67.43 142.14 110.10 107.67 108.57 61.21 6,901.19 82 PL5 Thông số dây dẫn lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán - 48 nút TT Nút i - Nút j 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 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 17-18 18-19 19-20 9-21 21-22 22-23 23-24 24-25 25-26 26-27 27-28 28-29 29-30 30-31 31-32 32-33 33-34 34-35 5-36 36-37 21-38 38-39 39-40 26-41 41-42 29-43 43-44 44-45 12-46 46-47 47-48 Tổng Fij (mm2) AC-185 AC-185 AC-185 AC-185 AC-185 AC-185 AC-185 AC-185 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 AC-35 Sgh.ij (MVA) 19.43 19.43 19.43 19.43 19.43 19.43 19.43 19.43 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 10.10 10.10 10.10 10.10 10.10 10.10 10.10 10.10 10.10 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 Lij (km) 0.5 1.1 1.2 0.8 0.5 0.6 0.4 0.8 0.8 1.4 1.3 0.9 0.6 0.7 0.4 1.3 0.8 1.4 0.4 0.3 0.3 1.2 1.3 0.61 0.8 0.3 0.42 0.5 0.3 0.5 0.62 0.9 0.2 1.2 0.4 1.2 1.2 0.5 1.1 0.7 0.7 0.5 0.9 0.9 0.8 0.7 35.95 R0.ij () 0.0770 0.1694 0.1848 0.1232 0.0770 0.0924 0.1540 0.0616 0.6184 0.6184 1.0822 1.0049 0.6957 0.4638 0.5411 0.3092 1.0049 0.6184 1.0822 0.1680 0.1260 0.1260 0.5040 0.5460 0.2562 0.3360 0.1260 0.1764 0.3865 0.2319 0.3865 0.4793 0.6957 0.1546 0.9276 0.3092 0.9276 0.9276 0.3865 0.8503 0.5411 0.5411 0.3865 0.6957 0.6957 0.6184 0.5411 X0.ij () 0.1885 0.4147 0.4524 0.3016 0.1885 0.2262 0.3770 0.1508 0.3432 0.3432 0.6006 0.5577 0.3861 0.2574 0.3003 0.1716 0.5577 0.3432 0.6006 0.1632 0.1224 0.1224 0.4896 0.5304 0.2489 0.3264 0.1224 0.1714 0.2145 0.1287 0.2145 0.2660 0.3861 0.0858 0.5148 0.1716 0.5148 0.5148 0.2145 0.4719 0.3003 0.3003 0.2145 0.3861 0.3861 0.3432 0.3003 83 Thuyết minh (photo) Điều chỉnh tiến độ (photo) ... BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ CẤP ĐẠI HỌC NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG MƠ HÌNH VÀ CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TỐN QUI HOẠCH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI XÉT ĐẾN NGUỒN PIN MẶT TRỜI Mã số: ĐH2015-TN02-03... học KTCN THÔNG TIN KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU Thông tin chung: - Tên đề tài: Nghiên cứu xây dựng mơ hình chƣơng trình tính tốn qui hoạch lƣới điện phân phối xét đến nguồn pin mặt trời - Mã số: ĐH2015-TN02-03... hoạch LĐPP xét đến nguồn pin mặt trời + Chƣơng trình tính tốn Hiệu quả: - Đề tài xây dựng đƣợc mơ hình tốn qui hoạch LĐPP xét đến tính ngẫu nhiên pin mặt trời Do đó, nâng cao tính xác kết tính tốn