Qui hoạch thiết kế hệ thống cung cấp điện có xét đến khả năng tham gia của nguồn điện phân tán và giá điện

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Vũ Văn Thắng QUI HOẠCH THIẾT KẾ HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN CÓ XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN VÀ GIÁ ĐIỆN LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Hà Nội - 2015 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Vũ Văn Thắng QUI HOẠCH THIẾT KẾ HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN CÓ XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN VÀ GIÁ ĐIỆN Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 62520202 LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC PGS TS Đặng Quốc Thống TS Bạch Quốc Khánh Hà Nội - 2015 LỜI CAM ĐOAN Tơi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết luận án hoàn toàn trung thực chưa cơng bố cơng trình khác TẬP THỂ HƯỚNG DẪN Người hướng dẫn khoa học Người hướng dẫn khoa học PGS.TS Đặng Quốc Thống TS Bạch Quốc Khánh Tác giả luận án Vũ Văn Thắng i LỜI CẢM ƠN Trong trình thực nghiên cứu mình, tơi nhận nhiều ý kiến đóng góp, động viên từ thầy giáo, bạn đồng nghiệp người thân gia đình Lời đầu tiên, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn tới PGS.TS Đặng Quốc Thống TS Bạch Quốc Khánh tận tình hướng dẫn, ln hỗ trợ khích lệ suốt bốn năm qua để tơi hồn thành luận án Tơi xin gửi lời cảm ơn chân thành tới GS.TSKH Trần Đình Long, GS.TS Lã Văn Út, PGS.TS Trần Bách, PGS.TS Nguyễn Lân Tráng, TS Đinh Quang Huy, TS Đỗ Xuân Khôi thầy cô giáo môn Hệ thống điện Viện Điện - Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội cho ý kiến quý báu suốt q trình học tập nghiên cứu Tơi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đồng nghiệp môn Hệ thống điện - Khoa Điện - Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp tạo điều kiện thời gian có ý kiến đóng góp bổ sung cho luận án Tôi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Viện đào tạo sau đại học - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội tạo điều kiện thuận lợi mặt để tơi hồn thành nội dung nghiên cứu Cuối cùng, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc tới cha mẹ tôi, vợ người thân gia đình ln động viên, khích lệ cho tơi động lực để hồn thành luận án Tác giả luận án Vũ Văn Thắng ii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i LỜI CẢM ƠN ii MỤC LỤC iii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT vii DANH MỤC CÁC BẢNG viii DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ix MỞ ĐẦU xi Tính cấp thiết đề tài xi Mục đích nghiên cứu xii Đối tượng phạm vi nghiên cứu xii Ý nghĩa khoa học thực tiễn xiii Nội dung nghiên cứu xiii CHƯƠNG TỔNG QUAN VỀ QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 1.1 Giới thiệu 1.2 HTCCĐ Việt Nam số vấn đề qui hoạch 1.2.1 Hiện trạng HTCCĐ Việt Nam 1.2.2 Những tồn vấn đề qui hoạch HTCCĐ 1.3 Nguồn điện phân tán 1.3.1 Tổng quan nguồn điện phân tán 1.3.2 Công nghệ đặc điểm nguồn điện phân tán 1.3.2.1 1.3.2.2 1.3.2.3 1.3.2.4 Thủy điện nhỏ Điện gió .4 Điện mặt trời Tuabin khí máy phát diesel 1.4 Bài toán qui hoạch phát triển HTCCĐ 1.4.1 Tổng quan toán qui hoạch HTCCĐ 1.4.1.1 Mục tiêu .6 1.4.1.2 Những bước toán qui hoạch HTCCĐ .6 1.4.1.3 Một số toán qui hoạch HTCCĐ 1.4.2 Phân tích lựa chọn phương pháp qui hoạch HTCCĐ 1.4.2.1 Qui hoạch theo tiêu chuẩn .8 1.4.2.2 Qui hoạch toán học 1.4.2.3 Phân tích lựa chọn phương pháp qui hoạch 1.4.3 Bài toán qui hoạch toán học tổng quát 1.4.3.1 Mơ hình tốn 1.4.3.2 Phân loại toán qui hoạch 10 1.4.4 Những thay đổi gần qui hoạch HTCCĐ 11 iii 1.4.4.1 Sự tham gia nguồn điện phân tán 11 1.4.4.2 Yếu tố giá điện 12 1.4.5 Các tiêu kinh tế đánh giá phương án đầu tư 12 1.5 Qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia DG 15 1.5.1 Mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ 15 1.5.2 Phương pháp, thuật toán giải toán qui hoạch HTCCĐ 18 1.6 Đánh giá lựa chọn công cụ tính tốn 19 1.6.1 Giới thiệu chương trình GAMS 19 1.6.2 Thuật toán solver MINOS chương trình GAMS 21 1.6.3 Những yêu cầu lập toán qui hoạch HTCCĐ GAMS 25 1.7 Nhận xét đề xuất vấn đề cần nghiên cứu 26 CHƯƠNG XÂY DỰNG MÔ HÌNH VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI BÀI TỐN QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 28 2.1 Đặt vấn đề 28 2.2 Phân tích số đặc điểm tốn qui hoạch HTCCĐ nay30 2.2.1 Lựa chọn mơ hình qui hoạch HTCCĐ 30 2.2.2 Những đặc điểm cần nghiên cứu bổ sung 32 2.2.2.1 Ràng buộc nâng cấp hàm chi phí nâng cấp đường dây, TBA 32 2.2.2.2 Mơ hình cân cơng suất nút AC 33 2.2.2.3 Sử dụng ĐTPT điển hình tính tốn chi phí 34 2.3 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ 35 2.3.1 Sơ đồ khối qui trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ 35 2.3.2 Xây dựng mơ hình sở (MCSD) 39 2.3.2.1 Hàm mục tiêu mô hình sở 39 2.3.2.2 Các ràng buộc mơ hình sở 46 2.3.2.3 Phân tích nhận dạng mơ hình sở 50 2.3.3 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh (MHCD) 50 2.3.3.1 Hàm mục tiêu mơ hình hiệu chỉnh 50 2.3.3.2 Các ràng buộc mô hình hiệu chỉnh 51 2.3.3.3 Phân tích nhận dạng mơ hình hiệu chỉnh 51 2.3.4 Đánh giá mơ hình đề xuất 53 2.4 Tính tốn áp dụng 53 2.4.1 Đặt vấn đề 53 2.4.2 Sơ đồ khối mơ hình tính tốn 53 2.4.3 Xây dựng chương trình tính tốn 54 2.4.3.1 Lập modul nhập thông số đầu vào mơ tả tốn 54 2.4.3.2 Sử dụng solver giải tốn tìm nghiệm tối ưu 56 2.4.3.3 Lập modul hiển thị kết 56 iv 2.4.4 Ví dụ 56 2.4.4.1 Lập mô hình tính tốn bước sở 57 2.4.4.2 Lập mơ hình tính toán bước hiệu chỉnh 61 2.4.4.3 Đánh giá hiệu mơ hình đề xuất 64 2.5 Nhận xét kết luận chương 65 CHƯƠNG QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA CÁC LOẠI NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN 67 3.1 Đặt vấn đề 67 3.2 Sơ đồ khối qui trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ xét đến đặc điểm công nghệ DG 68 3.3 Qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia TBK máy phát diesel 68 3.3.1 Xây dựng mơ hình toán qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia TBK máy phát diesel 68 3.3.1.1 Xây dựng mơ hình sở 68 3.3.1.2 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh 74 3.3.2 Lập chương trình giải toán qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia TBK, máy phát diesel 76 3.3.3 Ví dụ 76 3.3.3.1 Sơ đồ thông số HTCCĐ 76 3.3.3.2 Khai báo biến liệu đầu vào 77 3.3.3.3 Kết tính tốn 78 3.3.4 Nhận xét 82 3.4 Qui hoạch HTCCĐ xét khả tham gia TĐN 83 3.4.1 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia TĐN 84 3.4.1.1 Xây dựng mô hình sở 84 3.4.1.2 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh 87 3.4.2 Lập chương trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ xét khả tham gia TĐN 88 3.4.3 Ví dụ 88 3.4.3.1 Sơ đồ thông số HTCCĐ 88 3.4.3.2 Khai báo biến liệu đầu vào 89 3.4.3.3 Kết tính tốn 89 3.4.4 Nhận xét 91 3.5 Qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia nhiều loại DG 92 3.5.1 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia nhiều loại DG 93 3.5.1.1 Xây dựng mơ hình sở 93 v 3.5.1.2 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh 96 3.5.2 Lập chương trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ xét đến khả tham gia nhiều loại DG 98 3.5.3 Ví dụ 98 3.5.3.1 Sơ đồ thông số HTCCĐ 98 3.5.3.2 Khai báo biến liệu đầu vào 99 3.5.3.3 Kết tính tốn 99 3.5.4 Nhận xét 102 3.6 Nhận xét kết luận chương 103 CHƯƠNG TÍNH TỐN ÁP DỤNG CHO QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN VIỆT NAM 105 4.1 Đặt vấn đề 105 4.2 Những giả thiết thơng số tính toán 105 4.2.1 Những giả thiết chung 105 4.2.2 Suất chi phí DG theo cơng nghệ 106 4.2.3 Suất chi phí đầu tư đường dây TBA 107 4.2.4 Đặc tính giá bán điện 107 4.3 Tính tốn qui hoạch HTCCĐ khu vực 108 4.3.1 Sơ đồ thông số tính tốn hệ thống 108 4.3.2 Kết tính tốn thảo luận 110 4.4 Tính tốn qui hoạch HTCCĐ khu vực 114 4.4.1 Sơ đồ HTCCĐ thông số tính tốn 114 4.4.2 Kết tính tốn thảo luận 116 4.5 Những đánh giá kết luận chương 120 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 121 Những nội dung luận án 121 Những đóng góp luận án 122 Hướng nghiên cứu 123 TÀI LIỆU THAM KHẢO 124 DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH ĐÃ CƠNG BỐ CỦA LUẬN ÁN 134 PHỤ LỤC 135 vi DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT CCĐ CF CSPK CSTD CTPP DG ĐTPT GAMS HTCCĐ HTĐ KT-KT LNP LP MBA MCSD MHCD MINLP MIP PMT TBA TBK TĐN TTĐ Cung cấp điện Hệ số sử dụng DG (Capacity Factor) Công suất phản kháng Công suất tác dụng Công ty phân phối Nguồn điện phân tán (Distributed Generator) Đồ thị phụ tải Chương trình The General Algebraic Modeling System Hệ thống cung cấp điện Hệ thống điện Kinh tế kỹ thuật Qui hoạch phi tuyến (Nonlinear Programming) Qui hoạch tuyến tính (Linear Programming) Máy biến áp Mơ hình sở xét đến khả tham gia DG Mô hình hiệu chỉnh xét đến khả tham gia DG Qui hoạch phi tuyến nguyên thực hỗn hợp (Mixed Integer Nonlinear Programming) Qui hoạch nguyên (Mixed Integer Programming) Nguồn pin mặt trời (PV) Trạm biến áp Tuabin khí Thủy điện nhỏ Thị trường điện vii DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1 Những thay đổi mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ 16 Bảng 1.2 Modul thuật toán giải GAMS 20 Bảng 2.1 Khai báo biến tham số HTCCĐ MCSD 49 Bảng 2.2 Khai báo biến tham số HTCCĐ MHCD 52 Bảng 2.3 Thông số đường dây HTCCĐ nút 56 Bảng 2.4 Thông số nâng cấp đường dây 61 Bảng 2.5 Thông số nâng cấp TBA nguồn 61 Bảng 2.6 Kết qui hoạch HTCCĐ nút 63 Bảng 2.7 Một số tiêu KT-KT qui hoạch HTCCĐ nút 63 Bảng 2.8 So sánh số tiêu KT-KT tính theo Pmax t 64 Bảng 3.1 Khai báo biến tham số MCSD xét đến khả tham gia TBK máy phát diesel 73 Bảng 3.2 Khai báo biến tham số MHCD xét đến khả tham gia TBK máy phát diesel 75 Bảng 3.3 Phụ tải HTCCĐ nút 76 Bảng 3.4 Thông số đường dây HTCCĐ nút 76 Bảng 3.5 Khai báo mảng liệu tham số HTCCĐ nút 77 Bảng 3.6 Khai báo tham số máy phát diesel 77 Bảng 3.7 Khai báo giới hạn biến tham số mơ hình 78 Bảng 3.8 Khai báo biến chương trình 78 Bảng 3.9 Tổng dẫn nhánh đơn vị năm sở 78 Bảng 3.10 Lộ trình đầu tư, nâng cấp thiết bị HTCCĐ xét khả tham gia máy phát diesel 79 Bảng 3.11 Quyết định nâng cấp đường dây TBA 79 Bảng 3.12 Công suất lớn cần đáp ứng thiết bị HTCCĐ nút 79 Bảng 3.13 Một số tiêu KT-KT qui hoạch HTCCĐ nút 80 Bảng 3.14 So sánh tiêu KT-KT HTCCĐ hai bước tính 81 Bảng 3.15 Khai báo biến tham số MCSD xét đến khả tham gia TĐN 86 Bảng 3.16 Khai báo biến tham số MHCD xét đến khả tham gia TĐN 88 Bảng 3.17 Tham số TĐN 89 viii ************* KHAI BAO MANG DU LIEU VA DU LIEU DAU VAO ************** Set i So nut /1*7/; Alias (i,j); Set t Thoi gian tinh toan /1*10/; Set h Thoi gian /1*24/; Set s So mua /1*2/; Set k Loai DG /1*3/; SET Gen(i) Nut nguon /1/ Load(i) Nut tai /2*7/ DG(i) Nut dau tu DG /2*7/ 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 /5/; 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,k,Head6) Du lieu DG Pmin Pmax Qmin Qmax Cca Cpo Cqo * “Nhap thong so DG” PARAMETER PmxG1(dg,k,t), PmnG1(dg,k,t), QmxG1(dg,k,t), QmnG1(dg,k,t), Cc(dg,k,t), Cp(dg,k,t), Cq(dg,k,t); PmxG1(dg,k,t) = Generat1(dg,k,"Pmax")/(SBase); PmnG1(dg,k,t) = Generat1(dg,k,"Pmin")/(SBase); QmxG1(dg,k,t) = Generat1(dg,k,"Qmax")/(SBase); QmnG1(dg,k,t) = Generat1(dg,k,"Qmin")/(SBase); Cc(dg,k,t) = 1*Generat1(dg,k,"Cca"); Cp(dg,k,t) = 1*Generat1(dg,k,"Cpo"); Cq(dg,k,t) = 1*Generat1(dg,k,"Cqo"); TABLE Factkk(k,s,h,Head7) Dac tinh cong suat phat cua DG kk0 * “Nhap thong so dac tinh cong suat phat cua DG” PARAMETER Parameter kk(k,s,h); kk(k,s,h) = Factkk(k,s,h,"kk0"); 136 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; ************************************************************************************* ************************ 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"); 137 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,k,t) Cong suat TD DG QG(i,k,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/; 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) 138 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,k,s,t,h) Equn4a(dg,k,s,t,h) Equn7a(dg,k,s,t,h) Equn8a(dg,k,s,t,h) Equn13a(dg,k,t) Equn14a(dg,k,t) Equn16a(dg,k,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,k,t),(1/(1+r)**(ord(t)1))*SBase*Cc(dg,k,t)*(1+1*((tt-ord(t)+1-30)/30))*(1-0.0*(ord(t)-1))*((PG(dg,k,t)PG(dg,k,t-1))))+sum((Gen,s,t,h),(1/(1+r)**(ord(t)-1))*182.5*(10**(-6))*SBase* (PriceP(h)*P(gen,s,t,h)+ PriceQ(h)*Q(gen,s,t,h)))+sum((dg,k,s,t,h),(1/(1+r)**(ord(t)1))*182.5*(10**(-6))*SBase*(Cp(dg,k,t)*kk(k,s,h)*PG(dg,k,t)+Cq(dg,k,t)* kk(k,s,h)*QG(dg,k,t))); Equn1(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,PG(i,k,t)*kk(k,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)$(ord(i) gt 1) sum(k,QG(i,k,t)*kk(k,s,h)) - QDt(i,s,t,h) =e= -Sum(j, Y(i,j,t)*V(i,s,t,h)*V(j,s,t,h)*Sin(theta(i,j,t)+Delta(j,s,t,h) - Delta(i,s,t,h))); Equn3(Gen,k,s,t,h)$(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)$(ord(t) gt 0) Q(Gen,s,t,h) =g= Q(Gen,s,t-1,h)- 0.5*QmxG(Gen,t); Equn7(gen,s,t,h) P(gen,s,t,h)=e= Sum(j,(V(gen,s,t,h)*(COS(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)* COS(Theta(gen,j,t)+Delta(j,s,t,h)) -V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta(gen,s,t,h)))+ SIN(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)* SIN(Theta(gen,j,t)+ Delta(j,s,t,h)) - V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta(gen,s,t,h)))))); Equn8(gen,s,t,h) Q(gen,s,t,h)=e= Sum(j,(V(gen,s,t,h)*(SIN(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta(j,s,t,h)) - V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+Delta(gen,s,t,h)))COS(Delta(gen,s,t,h))*(V(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta(j,s,t,h)) V(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta(gen,s,t,h)))))); Equn10(gen,s,t,h)$(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)$(ord(i) lt ord(j)) SFa(i,j,s,t,h)=e= ((V(i,s,t,h)*Y(i,j,t)*(V(i,s,t,h)-V(j,s,t,h)))); 139 Equn16(i,j,s,t,h)$(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)$(ord(i) lt ord(j)) SF(i,j,t) =l= 10*U1(i,j,t); Equn3a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG(dg,k,t)*kk(k,s,h) =l= PG(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)+ 0.5*PmxG1(dg,k,t); Equn4a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG(dg,k,t)*kk(k,s,h) =g= PG(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)- 0.5*PmxG1(dg,k,t); Equn7a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG(dg,k,t)*kk(k,s,h) =l= QG(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)+ 0.5*QmxG1(dg,k,t); Equn8a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG(dg,k,t)*kk(k,s,h) =g= QG(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)- 0.5*QmxG1(dg,k,t); Equn13a(Dg,k,t)$(ord(t) gt 1) PG(Dg,k,t)=g=PG(Dg,k,t-1); Equn14a(Dg,k,t)$(ord(t) gt 1) QG(Dg,k,t)=g=QG(Dg,k,t-1); Equn16a(Dg,k,t) QG(Dg,k,t)=l=0.75*PG(Dg,k,t); ********** GIOI HAN CAC BIEN ********** P.Up(gen,s,t,h) = PmxG(gen,t); P.Lo(gen,s,t,h) = PMnG(gen,t); Q.Up(gen,s,t,h) = QMxG(gen,t); Q.Lo(gen,s,t,h) = QMnG(gen,t); PG.Up(dg,k,t) = PmxG1(dg,k,t); QG.Up(dg,k,t) = QmxG1(dg,k,t); PG.Lo(dg,k,t) = PmnG1(dg,k,t); QG.Lo(dg,k,t) = QmnG1(dg,k,t); SF.Up(i,j,t) = 10; SF.Lo(i,j,t) = 0; ST.Up(i,t) = 10; ST.Lo(i,t) = 0; V.Up(load,s,t,h) = 1,1; V.Lo(load,s,t,h) = 0,9; ************* GOI SLOVER VA TINH TOAN ************* Option MINLP=MINOS; Model LCC1 /all/; Solve LCC1 using MINLP Minimizing Cost; ************* NANG CAP THIET BI, DIEU CHINH THONG SO DUONG DAY ************* * ”Chon thong so tieu chuan cua thiet bi” Ffee_nc(i,j,t); Ssub_nc(gen,t); ************************************************************************************* ************************ MO HINH HIEU CHINH ********************************* ************************************************************************************* ************* TINH TONG DAN NHANH THEO THONG SO NANG CAP ************* Le(i,j,t,"Lf")=Linedata(i,j,t,"Lf"); Re(i,j,t,"Rf") = Linedata(i,j,t,"Rf")*Le(i,j,t,"Lf")*(SBase/(VBase*VBase)); Xe(i,j,t,"Xf") = Linedata(i,j,t,"Xf")*Le(i,j,t,"Lf")*(SBase/(VBase*VBase)); Che(i,j,t,"Chf")=Linedata(i,j,t,"Chf")*Le(i,j,t,"Lf"); Re(j,i,t,"Rf")$(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); 140 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,k,t) Cong suat TD cua DG QG2(i,k,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,k,s,t,h) Equn4_2a(dg,k,s,t,h) Equn5_2a(dg,k,s,t,h) Equn6_2a(dg,k,s,t,h) Equn7_2a(dg,k,t) Equn8_2a(dg,k,t) Equn9_2a(dg,k,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,k),SBase*Cc(dg,k,t)*(1+1*((tt-ord(t)+1-30)/30))*((PG2(dg,k,t)-PG2(dg,k,t-1)) ))) +sum(t,(1/(1+r)**(ord(t)-1))*sum((gen,s,h),182.5*(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,k,s,h),182.5*(10**(6))*SBase*(Cp(dg,k,t)*kk(k,s,h)*PG2(dg,k,t)+Cq(dg,k,t)*kk(k,s,h)*QG2(dg,k,t)))); Equn1_2(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,PG2(i,k,t)*kk(k,s,h)) - PDt(i,s,t,h) =e= Sum(j, Y(i,j,t)*V2(i,s,t,h)*V2(j,s,t,h)*Cos(theta(i,j,t)+Delta2(j,s,t,h) - Delta2(i,s,t,h))); 141 Equn2_2(i,s,t,h)$(ord(i) gt 1) sum(k,QG2(i,k,t)*kk(k,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)$(ord(i) lt ord(j)) V2(i,s,t,h)*Y(i,j,t)*(V2(j,s,t,h)-V2(i,s,t,h))=l= DemandSf(i,j,t,"Sf0"); Equn8_2(gen,s,t,h) P2(gen,s,t,h)=e=Sum(j,(V2(gen,s,t,h)*(COS(Delta2(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)* Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+Delta2(j,s,t,h)) -V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta2(gen,s,t,h)))+SIN(Delta2(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta2(j,s, t,h)) - V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta2(gen,s,t,h)))))); Equn9_2(gen,s,t,h) Q2(gen,s,t,h)=e= Sum(j,(V2(gen,s,t,h)*(SIN(Delta(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)* Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+Delta2(j,s,t,h)) - V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*COS(Theta(gen,j,t)+ Delta2(gen,s,t,h)))-COS(Delta2(gen,s,t,h))*(V2(j,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+ Delta2(j,s,t,h)) - V2(gen,s,t,h)*Y(gen,j,t)*SIN(Theta(gen,j,t)+Delta2(gen,s,t,h)))))); Equn3_2a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG2(dg,k,t)*kk(k,s,h) =l= PG2(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)+ 0.5*PmxG1(dg,k,t); Equn4_2a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) PG2(dg,k,t)*kk(k,s,h) =g= PG2(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)0.5*PmxG1(dg,k,t); Equn5_2a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG2(dg,k,t)*kk(k,s,h) =l= QG2(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)+ 0.5*QmxG1(dg,k,t); Equn6_2a(dg,k,s,t,h)$(ord(t) gt 1) QG2(dg,k,t)*kk(k,s,h) =g= QG2(dg,k,t-1)*kk(k,s,h)0.5*QmxG1(dg,k,t); Equn7_2a(Dg,k,t)$(ord(t) gt 1) PG2(Dg,k,t)=g=PG2(Dg,k,t-1); Equn8_2a(Dg,k,t)$(ord(t) gt 1) QG2(Dg,k,t)=g=QG2(Dg,k,t-1); Equn9_2a(Dg,k,t) QG2(Dg,k,t)=l=0.75*PG2(Dg,k,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,k,t) = PmxG12(dg,k); QG2.Up(dg,k,t) = QmxG12(dg,k); PG2.Lo(dg,k,t) = PmnG12(dg,k); QG2.Lo(dg,k,t) = QmnG12(dg,k); 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,k,t), Cegen, Cedg, Cetong, DeltaAP(t), DeltaAQ(t), DeltaAPto, DeltaPmax(t), EPgen(t), EPgento; 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,k),PG2.l(dg,k,t)*kk(k,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,k),PG2.l(dg,k,t)*kk(k,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,k),QG2.l(dg,k,t)*kk(k,s,h))Sum(i,QDt(i,s,t,h)))*Sbase); 142 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,k,s,h),182.5*(10**(-6))*SBase*(Cp(dg,k,t)*kk(k,s,h)* PG2.l(dg,k,t)+Cq(dg,k,t)*kk(k,s,h)**QG2.l(dg,k,t)))); CEtong = CEgen + CEdg; Pdg_ch(dg,k,t) = PG2(dg,k,t)*SBase; DeltaAP(t) = 10**(-3)*Sum((s,h),182.5*(Sum(j,ReP2("1",j,s,t,h))+ Sum((dg,k),PG2.l(dg,k,t)*kk(k,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,k),QG2.l(dg,k,t)*kk(k,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,k),PG2.l(dg,k,t)*kk(k,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; PL3 Cường độ xạ trung bình tháng số khu vực [26] 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 PL4 Thông số dây dẫn HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn TT Nút i - Nút j 1 10 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 Fij (mm2) AC-95 AC-95 AC-95 AC-95 AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 Sgh.ij (MVA) 20,10 20,10 20,10 20,10 20,10 20,10 16,06 16,06 16,06 16,06 Lij (km) 1,4 1,1 1,3 0,2 2,2 2,8 0,6 0,2 3,5 0,9 R0.ij (W) 0,4396 0,3454 0,4082 0,0628 0,6908 0,8792 0,2520 0,0840 1,4700 0,3780 X0.ij (W) 0,5558 0,4367 0,5161 0,0794 0,8734 1,1116 0,2448 0,0816 1,4280 0,3672 143 PL4 (tiếp) 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 49 50 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24 24-25 16-26 26-27 27-28 28-29 29-30 30-31 31-32 32-33 33-34 34-35 35-36 5-37 37-38 10-39 39-40 40-41 41-42 42-43 12-44 44-45 14-46 46-47 17-48 48-49 20-50 50-51 Tổng 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-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 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 16,06 16,06 16,06 16,06 16,06 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 12,73 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 10,61 0,2 1,3 0,2 0,6 0,2 1,3 0,2 0,1 1,4 1,1 2,1 1,9 1,1 1,9 4,1 4,2 3,7 1,6 1,2 1,1 4,8 1,5 2,2 0,9 0,1 0,2 0,2 0,4 0,6 0,7 3,7 0,2 0,2 0,6 0,4 0,1 1,3 0,2 1,2 0,1 63,3 0,0840 0,5460 0,0840 0,2520 0,0840 1,0049 0,1546 0,0773 1,0822 0,8503 1,6233 1,4687 0,8503 1,4687 2,4272 2,4864 2,1904 0,9472 0,7104 0,6512 2.8416 0,8880 1,3024 0,5328 0,0592 0,1546 0,1546 0,3092 0,4638 0,5411 2,8601 0,1546 0,1546 0,4638 0,3092 0,0773 1,0049 0,1546 0,9276 0,0773 0,0816 0,5304 0,0816 0,2448 0,0816 0,5577 0,0858 0,0429 0,6006 0,4719 0,9009 0,8151 0,4719 0,8151 1,7138 1,7556 1,5466 0,6688 0,5016 0,4598 2,0064 0,6270 0,9196 0,3762 0,0418 0,0858 0,0858 0,1716 0,2574 0,3003 1,5873 0,0858 0,0858 0,2574 0,1716 0,0429 0,5577 0,0858 0,5148 0,0429 * Trong đó: S gh.ij công suất giới hạn ổn định nhiệt đoạn đường dây ij; Rfij, Xfij điện trở, điện kháng chiều dài đoạn đường dây ij Lij PL5 Thông số phụ tải HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn TT Tên nút 371/2 Hà Hiệu Hà Hiệu Hà Hiệu Ký hiệu nút PD0 (kW) 60,00 62,05 116,28 QD0 (kVAr) 45,00 38,46 72,06 144 PL5 Thông số phụ tải HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn 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 Tên nút Ký hiệu nút Bành Trạch Bành Trạch Bành Trạch Hà Giang Nhánh rẽ Mỹ Phương 11 Chợ Rã 13 Chợ Rã 15 Cao Trĩ 18 Nhánh rẽ Cao Thượng 19 Khang Ninh 21 Khang Ninh 22 Khang Ninh 23 V.Q.G Ba Bể 24 DL Hồ Ba Bể 25 Đồn Đèn 26 Khuổi Luông 27 Nà Vài 28 Quảng Khê 29 Nà Hai 30 Quảng Khê 31 Đồng Phúc 32 Đồng Phúc 33 Đồng Phúc nhánh rẽ Phương Viên 34 Tà Làng 35 Hà Hiệu 37 Phúc Lộc 38 Chợ Rã 39 Chợ Rã 40 Phia Mèo 41 Phiêng Chì 42 Phiêng Chì 43 Khuổi Sưn 46 Bản Pục 47 Keo Mắt 48 Khau Ban 49 Bản Ngù 50 Nà Niệm 51 Tổng PD0 (kW) 47,81 49,73 34,00 306,00 1446,64 139,23 59,29 32,30 1743,47 67,15 48,45 33,15 563,75 1130,05 81,60 31,88 33,15 52,28 306,00 47,81 47,18 41,65 552,91 80,75 73,95 62,90 59,29 106,08 32,30 58,65 40,38 61,20 66,30 161,50 76,50 35,28 57,38 8.106,24 QD0 (kVAr) 29,63 30,82 21,07 189,64 1096,54 86,29 36,74 20,02 1460,76 41,62 30,03 20,54 439,51 980,60 50,57 19,75 20,54 32,40 189,64 29,63 29,24 25,81 332,79 50,04 45,83 38,98 36,74 65,74 20,02 36,35 25,02 37,93 41,09 100,09 47,41 21,86 35,56 5.972,37 * Trong đó: PD0, QD0 CSTD CSPK phụ tải PL6 Thông số phụ tải lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán - 48 nút TT Tên nút TBA 110kV Đán Đồng Quang K.sạn Đông Á Lương Ngọc Quyến Tỉnh đội Nguyễn Huệ Lương Ngọc Quyến Ký hiệu nút PD0 (kW) 376,00 257,50 272,00 172,25 170,00 148,75 QD0 (kVAr) 319,64 176,28 168,57 144,78 105,36 92,19 145 PL6 (tiếp) 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 Hồng hà Cư xá quân khu Cơ khí Mỏ Gia súc Việt Thái Phan Đình Phùng Trường VHNT UB Thành Phố Chợ Bột khống Xn Hịa Đồng Tiến Dân cư tỉnh đội Đồng Quang Bắc Nam Bê tông Ngã ba chợ Kho Bạc Gia Sàng Viện sét Quỳnh Minh Gia sàng Cầu Loàng K.khí Gia Sàng Bia Chiến thắng Cầu Lồng Thái Hưng K.khí Gia Sàng Bắc Nam Bắc Nam NH Nông nghiệp Núi Tiện Xuân Quang Xuân Quang Đồng tiến Trại bầu Trại bầu Dân cư 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) 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) 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 PL7 Thông số dây dẫn lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán - 48 nút TT Nút i - Nút j 1 1-2 2-3 3-4 Fij (mm2) AC-185 AC-185 AC-185 Sgh.ij (MVA) 19,43 19,43 19,43 Lij (km) 0,5 1,1 1,2 R0.ij (W) 0,0770 0,1694 0,1848 X0.ij (W) 0,1885 0,4147 0,4524 146 PL7 (tiếp) 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 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 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 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 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 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 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 147 PL8 Dòng điện giới hạn dây dẫn [28] TT Dây dẫn AC-25 AC-35 AC-50 AC-70 AC-95 Icp (A) 130 175 210 265 330 TT 10 Dây dẫn AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 - Icp (A) 380 445 510 610 - TT 10 Dây dẫn AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 - Icp (A) 380 445 510 610 - điện giới hạn dây dẫn [28] TT Dây dẫn AC-25 AC-35 AC-50 AC-70 AC-95 Icp (A) 130 175 210 265 330 PL9 Kết tính tốn qui hoạch HTCCĐ nút xét đến khả tham gia nhiều DG (PMT TĐN) ví dụ - Kết tính tốn lộ trình đầu tư, nâng cấp thiết bị HTCCĐ (Sfee_nc tiết diện nâng cấp đường dây, Ssub_nc công suất nâng cấp TBA nguồn, Pdg_ch công suất đầu tư DG, Cost2.l tổng chi phí vịng đời phương án đầu tư ) - Kết tính tốn tổn thất công suất, tổn thất điện tổng điện nhận từ hệ thống 148 - Kết tính toán điện áp nút nhỏ nút, năm qui hoạch HTCCĐ PL10 Kết tính toán qui hoạch HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn - Kết tính tốn lộ trình đầu tư, nâng cấp thiết bị HTCCĐ huyện Ba Bể, Tỉnh Bắc Kạn 149 - Kết tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện - Kết tính tốn điện áp nút nhỏ nút, năm qui hoạch HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn 150 ...BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Vũ Văn Thắng QUI HOẠCH THIẾT KẾ HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN CÓ XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN VÀ GIÁ ĐIỆN Chuyên... liên quan đến TTĐ vào mơ hình qui hoạch HTCCĐ giá điện, ĐTPT… 1.3 Nguồn điện phân tán 1.3.1 Tổng quan nguồn điện phân tán Nguồn điện phân tán nguồn điện kết nối trực tiếp với HTCCĐ cung cấp trực... 2.4.4.3 Đánh giá hiệu mơ hình đề xuất 64 2.5 Nhận xét kết luận chương 65 CHƯƠNG QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA CÁC LOẠI NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN 67 3.1