Tài liệu hạn chế xem trước, để xem đầy đủ mời bạn chọn Tải xuống
1
/ 144 trang
THÔNG TIN TÀI LIỆU
Thông tin cơ bản
Định dạng
Số trang
144
Dung lượng
807,88 KB
Nội dung
ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - NGUYỄN HÙNG ĐIỀU ĐỘ CÔNG SUẤT TỐI ƯU ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH CHUYÊN NGÀNH : MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN MÃ SỐ NGÀNH : 06 07 LUẬN VĂN THẠC SỸ TP HỒ CHÍNH MINH, tháng 05 năm 2004 CÔNG TRÌNH ĐƯC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH Cán hướng dẫn khoa học: PGS.TS Nguyễn Bội Khuê Cán chấm nhận xét 1: TS Hồ Văn Hiến Cán chấm nhận xét 2: TS Phan Thị Thanh Bình Luận văn Thạc Só bảo vệ Hội Đồng Chấm Bảo Vệ Luận Văn Thạc Só Trường Đại Học Bách Khoa, ngày ………tháng………năm 2004 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM ĐỘC LẬP – TỰ DO – HẠNH PHÚC oOo - NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên: Nguyễn Hùng Ngày sinh: 01 - 12 - 1977 Chuyên ngành: Mạng Hệ thống điện Khoá học: K12 Phái: Nam Nơi sinh : Quảng Nam I TÊN ĐỀ TÀI: ĐIỀU ĐỘ CÔNG SUẤT TỐI ƯU ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Tổng quan thị trường điện cạnh tranh - Qui hoạch hệ thống điện môi trường cạnh tranh - Nghiên cứu ứng dụng thiết bị FACTS vào thị trường điện - Mô hình giao dịch đa phương điều khiển nghẽn mạch truyền tải thị trường điện cạnh tranh - Nghiên cứu chế điều độ công suất tối ưu điều khiển nghẽn mạch truyền tải thị trường điện Pool - Định hướng xây dựng thị trường điện Việt Nam III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VUÏ: V HỌ VÀ TÊN CB HƯỚNG DẪN: PGS.TS Nguyễn Bội Khuê VI HỌ VÀ TÊN CB CHẤM NHẬN XÉT 1: TS Hồ Văn Hiến VII HỌ VÀ TÊN CB CHẤM NHẬN XÉT 2: TS Phan Thị Thanh Bình CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CÁN BỘ NHẬN XÉT PGS.TS Nguyễn Bội Khuê TS Hồ Văn Hiến CÁN BỘ NHẬN XÉT TS Phan Thị Thanh Bình Nội dung đề cương luận văn thạc só Hội đồng Chuyên Ngành thông qua PHÒNG QUẢN LÝ ĐÀO TẠO SĐH Tp.HCM, ngày tháng năm 2004 CHỦ NHIỆM NGÀNH TS Nguyễn Hoàng Việt LỜI CẢM ƠN Em xin chân thành cảm ơn quý Thầy Cô Bộ môn Hệ Thống Điện, Khoa Điện - Điện Tử trường Đại Học Bách Khoa nhiệt tình giảng dạy chúng em suốt khóa học vừa qua Đặc biệt em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc PGS TS Nguyễn Bội Khuê, người Thầy tận tình hướng dẫn em suốt trình nghiên cứu để hoàn thành luận văn Xin chân thành cảm ơn Chủ nhiệm Khoa Điện - Điện Tử, Ban Giám Hiệu trường Đại Học Dân Lập Kỹ Thuật Công Nghệ Thành Phố Hồ Chí Minh tạo điều kiện thuận lợi cho suốt thời gian học tập thực luận văn Xin cảm ơn gia đình, bạn bè đồng nghiệp động viên chia khó khăn thời gian vừa qua TP HCM, ngày 04 tháng 05 năm 2004 Nguyễn Hùng TÓM TẮT Xu hướng chuyển dịch từ hệ thống điện độc quyền cấu theo chiều dọc sang thị trường điện cạnh tranh diễn mạnh mẽ nhiều nước giới Thị trường điện với chế mở đem lại hiệu qủa nước cho thấy ưu điểm vượt trội hẳn hệ thống điện độc quyền cấu theo chiều dọc truyền thống Hệ thống điện không ngừng phát triển số lượng chất lượng, giảm giá điện cho khách hàng sử dụng, chất lượng điện độ tin cậy hệ thống điện tăng lên Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (EVN) sớm nhận thức ưu khuyết điểm, hội thách thức đòi hỏi phải cải cách ngành Điện Rút kinh nghiệm từ học xây dựng thị trường điện nhiều nước giới khu vực, EVN chủ trương xây dựng thị trường điện linh hoạt, mềm dẻo nhằm nâng cao hiệu sản suất kinh doanh, tạo môi trường thu hút nhà đầu tư vào ngành Điện, bảo vệ lợi ích khách hàng quyền lợi đáng doanh nghiệp kinh doanh điện Khi chuyển sang thị trường điện vấn đề nghẽn mạch truyền tải thường xuyên, có ảnh hưởng đến ổn định độ tin cậy hệ thống Điều khiển nghẽn mạch chức quan trọng ISO trình đảm bảo hệ thống truyền tải không bị vi phạm giới hạn vận hành Đề tài tập trung nghiên cứu phương pháp điều khiển nghẽn mạch truyền tải cho mô hình thị trường hợp đồng đa phương thị trường PoolCo, hướng phát triển cho thị trường song phương có ứng dụng thiết bị FACTS để điều khiển nghẽn mạch cực tiểu việc cắt bớt giao dịch Trong mô hình giao dịch đa phương, việc định liên quan đến việc vận hành hệ thống ổn định kinh tế riêng biệt Quyết định kinh tế thực giao dịch đa phương riêng rẽ máy phát hộ tiêu thụ, chức độ tin cậy phối hợp nhờ trung tâm vận hành hệ thống độc lập (ISO) ISO cung cấp đầy đủ thông tin trạng thái hệ thống nhờ người môi giới xếp giao dịch cho phép có lợi nhuận Mô hình cho thấy lợi ích cho bên tham gia giao dịch, hiệu qủa vận hành cao mô hình PoolCo hay Bilateral, cực đại tổng lợi nhuận, cung cấp dịch vụ truyền tải phù hợp với thị trường nguồn cạnh tranh quyền lựa chọn khách hàng Đề tài nghiên cứu chế điều độ truyền tải tối ưu mô hình thị trường điện PoolCo Hàm mục tiêu toán điều độ công suất tối ưu (OPF) cực tiểu lượng công suất MW điều chỉnh kế hoạch nguồn phát ban đầu nhận từ SCs hay PX để điều khiển nghẽn mạch đường dây Khả sử dụng toán mô đun điều độ hệ thống truyền tải truy cập mở thị trường cân theo thời thực Việc xây dựng thị trường điện Việt Nam vấn đề khó khăn nhiều thời gian, công sức Điều quan trọng xây dựng khung pháp lý hoàn chỉnh làm sở cho thị trường điện hoạt động tiền đề cần thiết để chuyển sang chế cạnh tranh Từ học xây dựng thị trường điện giới ưu khuyết điểm chúng, tác giả đưa mô hình đề nghị cho thị trường điện Việt Nam sau tái cấu hoàn chỉnh Luận văn với mong muốn làm tài liệu tham khảo để định hướng xây dựng thị trường điện Việt Nam tương lai ABSTRACT Tendency of transfer from vertically integrated monopoly utilities to competitive electric markets was and is strongly happening in many nations in the world Power market in open mechanism has taken back efficiently and proving its advantage is further than traditional vertically integrated monopoly utilities Power systems has unstop developed boths of all quantity and quality, reduce the electric price for consumer, electricity quality and reliability of power system is more higher General of Electricity of Viet Nam (EVN) has early realized the advantages and defects, opportunity and demand of requirement must be innovated department of power Extract experiment from the construction of power market lessons in many countries in the world and areas EVN has advocated a construction of power market in flexibility, elastic in order to raise the result of production in business, make up an attractive enviroment in order to absorb investment in department of power, protect the benefit of customers and interest correctly of business in trade power When transfer into competitive power market, the problem of transmission congestion is frequently, and effects to reliability and stability of power system Congestion management is the important function of any ISO and is process provides transmission systems that is not violated the operation limits The theme focus on studied a trasmission congestion management methods for multilateral trades model and PoolCo market model, and direction of development in bilateral market model has applied of FACTS devices in order to congestion management in minimization of trasaction deviations In multilateral trades model, the decision mechanisms regarding economics and reliability (security) of system operation are separated Economic decisions are carried out by private multilateral trades among generators and customers The function of reliability is coordinated through the Idependent System Operator (ISO) who provides publicly accessible data based upon which generators and customers can determine profitable trades that meet the secure trasmission loading limits This model proved each of which benefits all parties to the trade, lead to efficient operations is higher than PoolCo market model and bilateral market model, maximizes social welfare, provides trasmission services correspond to competition generation market and righ of choice of customers The theme also studies new framework in optimal transmission dispatch of PoolCo model The objective of optimal power flow (OPF) problem is to minimize the absolute MW of rescheduling are received from SCs and PX to congestion management on any transmission lines The possibility of using the formulations in an open access system dispatch module and in real-time balancing markets Construction of Viet Nam power market is a hard problem and lost much time, expenditures The importance is to establish the perfect legal frame to found for active power market and permissible necessary in orded to transfer into competitive mechanism From the lessons of power markets construction in the world and its good or bad points, author propose model of Viet Nam power market after restructure completely The essay is reference topic to direct for construction power market of Viet Nam in the future MỤC LỤC GIỚI THIỆU ĐỀ TÀI CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 1.1 GIỚI THIỆU VỀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH .5 1.2 CÁC MÔ HÌNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 1.2.1 Mô hình PoolCo 1.2.2 Mô hình hợp đồng song phương (Bilateral) 1.2.3 Mô hình lai (Hybrid) 1.3 CAÙC THÀNH PHẦN CHÍNH TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 10 1.3.1 Trung tâm vận hành hệ thống độc lập (ISO) 11 1.3.1.1 Giới thiệu 11 1.3.1.2 Vai trò ISO 11 1.3.2 Power Exchange (PX) 14 1.3.3 Scheduling Coordinator (SCs) 15 1.3.4 Nguồn phát 17 1.3.5 Marketer 17 1.3.6 Broker 17 1.3.7 UDCs, Retailers vaø Customers 17 1.4 VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 17 1.4.1 Thị trường trước ngày trước 18 1.4.2 Vận hành thị trường điện theo thời thực 19 1.4.2.1 Thị trường hợp đồng song phương (BCM) 19 1.4.2.2 Thị trường trước ngày Pool (PEAM) 19 1.4.2.3 Thị trường dịch vụ phụ trợ Pool (PAAM) 20 1.4.2.4 Thị trường cân theo thời thực (RBM) 20 1.4.3 Thị trường cứng thị trường mềm 21 1.5 NĂNG LỰC THỊ TRƯỜNG (Market Power) 24 1.6 CHI PHÍ CHÌM (Stranded Costs) 26 1.7 GIÁ TRUYỀN TẢI 27 1.7.1 Phương pháp đường truyền hợp đồng 27 1.7.2 Phương pháp MW-Mile 27 1.8 GIÁ NGHẼN MẠCH TRUYỀN TAÛI 28 1.8.1 Các phương pháp tính giá nghẽn mạch 29 1.8.2 Các quyền truyền tải 29 1.9 ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI ĐƯỜNG DÂY LIÊN VÙNG VÀ TRONG VÙNG 34 1.9.1 Thủ tục giải 35 1.9.2 Thành lập toán điều khiển nghẽn mạch liên vùng 36 i 1.9.3 Thành lập toán điều khiển nghẽn mạch vùng 37 1.9.4 Kết luận 40 CHƯƠNG 2: QUI HOẠCH HỆ THỐNG ĐIỆN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 41 2.1 GIỚI THIỆU 41 2.2 QUI HOAÏCH HỆ THỐNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN ĐỘC QUYỀN 42 2.2.1 Tiêu chuẩn độ tin cậy thị trường điện độc quyền 43 2.2.2 Qui hoạch nguồn phát thị trường điện độc quyền 43 2.2.3 Qui hoạch mạng truyền tải thị trường điện độc quyền 44 2.3 QUI HOẠCH HỆ THỐNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CAÏNH TRANH 45 2.3.1 Qui hoạch nguồn phát thị trường điện cạnh tranh 46 2.3.1.1 Các điều kiện cho phép thị trường nguồn phát cạnh tranh hiệu qủa 46 2.3.1.2 Giá lượng thị trường động tiêu chuẩn độ tin cậy nguồn phát thị trường điện cạnh tranh 47 2.3.1.3 Đánh giá dự án nguồn phát 48 2.3.1.4 Tính toán kỳ vọng doanh thu thị trường điện 49 2.3.1.5 Dự báo số lượng baùn 51 2.3.2 Qui hoạch mạng truyền tải thị trường điện cạnh tranh 53 2.3.2.1 Vai trò truyền tải thị trường điện cạnh tranh 53 2.3.2.2 Đặc điểm phương pháp lập giá truyền tải hiệu qủa 55 2.3.2.3 Qui hoạch mạng truyền tải thị trường điện cạnh tranh 56 2.4 KẾT LUẬN 57 CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG THIẾT BỊ FACTS TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 59 3.1 GIỚI THIỆU VỀ THIẾT BỊ FACTS 59 3.2 PHÂN LOẠI THIẾT BỊ FACTS 59 3.3 LÔÏI ÍCH TỪ CÁC THIẾT BỊ FACTS 60 3.4 ỨNG DỤNG THIẾT BỊ FACTS ĐỂ ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 60 3.4.1 Giới thiệu 60 3.4.2 Mô hình tónh thiết bị FACTS 61 3.4.2.1 Tuï điện nối tiếp điều khiển (TCSC) 61 3.4.2.2 Bộ điều chỉnh góc pha (TCPAR) 62 3.4.2.3 Bộ bù công suất phản kháng tónh (SVC) 63 3.4.3 Thành lập toán OPF có thiết bị FACTS 64 3.4.4 Xác định vị trí thiết bị FACTS 65 3.4.4.1 Giảm tổng tổn thất công suất phản kháng 66 ii 3.4.4.2 Tiêu chuẩn tối ưu vị trí đặt thiết bị FACTS 66 3.5 KẾT LUẬN 66 CHƯƠNG 4: MÔ HÌNH GIAO DỊCH ĐA PHƯƠNG ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 67 4.1 GIỚI THIỆU 67 4.2 VẬN HÀNH HỆ THỐNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐỘC QUYỀN 67 4.2.1 Cân công suất 67 4.2.2 Độ tin cậy ổn định 68 4.2.3 Vận hành kinh teá 69 4.3 YÊU CẦU VẬN HÀNH CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH 69 4.3.1 Sự phối hợp 69 4.3.2 Vận hành kinh tế ổn định 70 4.3.3 Caân công suất theo kế hoạch theo thời thực 70 4.3.4 Tóm tắt yêu cầu vận hành hệ thống thị trường điện 71 4.4 MÔ HÌNH GIAO DỊCH ĐA PHƯƠNG ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI 72 4.4.1 Giao dòch có tổn thất 72 4.4.2 Giao dịch cho phép 72 4.4.3 Sắp xếp giao dịch 74 4.5 BÀI TOÁN GIAO DỊCH ĐA PHƯƠNG ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 75 4.5.1 Điều khiển nghẽn mạch 75 4.5.1.1 Các giao dịch lúc đầu 75 4.5.1.2 Caét bớt giao dịch 76 4.5.1.3 Gia tăng giao dịch tối ưu 77 4.5.2 Xaùc định tổn thất 78 4.6 KẾT LUẬN 79 CHƯƠNG 5: ĐIỀU ĐỘ CÔNG SUẤT TỐI ƯU ĐIỀU KHIỂN MẠCH TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN 81 5.1 GIỚI THIỆU 81 5.2 PHƯƠNG PHÁP ĐIỀU KHIỂN NGHẼN MẠCH TRUYỀN TẢI 82 5.2.1 Vận hành thị trường điện cạnh tranh 82 5.2.2 Phương pháp điều khiển nghẽn mạch truyền tải 84 5.2.3 Bài toán điều khiển nghẽn mạch theo chế điều độ kinh tế giá nghẽn mạch truyền tải 84 5.3 PHƯƠNG PHÁP ĐIỀU ĐỘ TỐI ƯU CHO THỊ TRƯỜNG ĐIỆN POOL 87 5.3.1 Giới thieäu 87 5.3.2 Cấu trúc thị trường Pool 88 5.3.3 Công thức điều độ cho thị trường Pool 88 iii 5.3.4 Bài toán điều chỉnh kế hoạch thị trường điện Pool 89 5.4 KẾT LUẬN 92 CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI 93 6.1 KẾT QUẢ THU ĐƯC 93 6.2 ĐỊNH HƯỚNG XÂY DỰNG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 95 6.3 HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI 99 PHUÏ LUÏC A 102 PHUÏ LUÏC B 110 PHUÏ LUÏC C 119 TÀI LIỆU THAM KHẢO 131 iv Phuï luïc ' CAC GIAO DICH TA TB TC TONG ' disp(heads) fprintf(' TA'), fprintf(' %9.3f',TA_TA), fprintf(' %9.3f',TA_TB), fprintf(' %9.3f',TA_TC), fprintf(' %9.3f\n\n',TA_total) fprintf(' TB'), fprintf(' %9.3f',TA_TB), fprintf(' %9.3f',TB_TB), fprintf(' %9.3f',TB_TC), fprintf(' %9.3f\n\n',TB_total) fprintf(' TC'), fprintf(' %9.3f',TA_TC), fprintf(' %9.3f',TB_TC), fprintf(' %9.3f',TC_TC), fprintf(' %9.3f\n\n',TC_total) fprintf(' TONG'), fprintf(' '), fprintf(' %9.3f\n',Tong) ' ']; %loss_matrix.m g12=real(y(1)); b12=imag(y(1)); g13=real(y(2)); b13=imag(y(2)); g23=real(y(3)); b23=imag(y(3)); g21=g12;g31=g13;g32=g23; b21=b12;b31=b13;b32=b23; V1=abs(V(1));V2=abs(V(2));V3=abs(V(3)); theta1=angle(V(1));theta2=angle(V(2));theta3=angle(V(3)); %ma tran difff1_theta difff1_theta2= -g12*V1*V2*sin(theta1-theta2)-b12*V1*V2*cos(theta1theta2); difff1_theta3= -g13*V1*V3*sin(theta1-theta3)-b13*V1*V3*cos(theta1theta3); difff1_theta=[difff1_theta2;difff1_theta3]; %ma tran diffF_theta F_11=g21*V2*V1*sin(theta2-theta1)+b21*V2*V1*cos(theta2-theta1) +g23*V2*V3*sin(theta2-theta3)+b23*V2*V3*cos(theta2-theta3); F_12=-g23*V2*V3*sin(theta2-theta3)-b23*V2*V3*cos(theta2-theta3); F_21=-g32*V3*V2*sin(theta3-theta2)-b32*V3*V2*cos(theta3-theta2); F_22=g31*V3*V1*sin(theta3-theta1)+b31*V3*V1*cos(theta3-theta1) +g32*V3*V2*sin(theta3-theta2)+ b32*V3*V2*cos(theta3-theta2); diffF_theta=[F_11 F_12;F_21 F_22]; %ma tran H1 H1_11=g12*V1*V2*cos(theta1-theta2)-b12*V1*V2*sin(theta1-theta2); H1_12=0; H1_21=0; H1_22=g13*V1*V3*cos(theta1-theta3)-b13*V1*V3*sin(theta1-theta3); %ma tran H2 H2_11=g21*V2*V1*cos(theta2-theta1)-b21*V2*V1*sin(theta2-theta1) + g23*V2*V3*cos(theta2-theta3)-b23*V2*V3*sin(theta2-theta3); H2_12=-g23*V2*V3*cos(theta2-theta3)+b23*V2*V3*sin(theta2-theta3); H2_21=-g23*V2*V3*cos(theta2-theta3)+b23*V2*V3*sin(theta2-theta3); H2_22=g23*V2*V3*cos(theta2-theta3)-b23*V2*V3*sin(theta2-theta3); %ma tran H3 H3_11=g23*V2*V3*cos(theta3-theta2)-b23*V3*V2*sin(theta3-theta2); H3_12=-g23*V2*V3*cos(theta3-theta2)+b23*V3*V2*sin(theta3-theta2); H3_21=-g23*V2*V3*cos(theta3-theta2)+b23*V3*V2*sin(theta3-theta2); H3_22=g31*V3*V1*cos(theta3-theta1)-b31*V3*V1*sin(theta3-theta1) + g32*V3*V2*cos(theta3-theta2)-b32*V3*V2*sin(theta3-theta2); H1=[H1_11 H1_12;H1_21 H1_22]; H2=[H2_11 H2_12;H2_21 H2_22]; H3=[H3_11 H3_12;H3_21 H3_22]; H=H1+H2+H3; %xac dinh ma tran ton that Q_loss=inv(diffF_theta)'*H*inv(diffF_theta); Q=zeros(3,3); 117 Phuï luïc for ii=1:2 for jj=1:2 Q(ii,jj)=Q_loss(ii,jj); end end difff1_L=[-b12*V1*V2 ; -b13*V1*V3]; diffF_L=[b21*V2*V1+b23*V2*V3,-b23*V2*V3;b32*V3*V2,b31*V3*V1+b32*V3*V2]; H1_L=[g12*V1*V2 0;0 g13*V1*V3]; H2_L=[g21*V2*V1+g23*V2*V3, -g23*V2*V3;-g23*V2*V3, g23*V2*V3]; H3_L=[g32*V3*V2, -g32*V2*V3;-g32*V3*V2, g31*V3*V1+g32*V3*V2]; H_L=H1_L+H2_L+H3_L; R=[1;1]+inv(diffF_L)'*difff1_L; theta=[theta2; theta3]; loss_vecto=R+1/2*inv(diffF_L)'*H_L*theta; L=zeros(1,3); for ii=1:2 L(1,ii)=loss_vecto(ii); end 118 Phụ lục PHỤ LỤC C CHƯƠNG TRÌNH ĐIỀU ĐỘ TỐI ƯU TRONG POOL LƯU ĐỒ GIẢI THUẬT Bắt đầu Chạy phân bố công suất AC để có trạng thái ban đầu hệ thống No Kiểm tra có nghẽn mạch hệ thống không ? Yes Tính toán độ nhạy cần thiết Chạy chương trình LP để giải toán cho P Hiệu chỉnh biến điều khiển, sau chạy phân bố công suất AC để có trạng thái hệ thống Kết qủa điều độ tối ưu Pool %economic_dispatch.m clear all fprintf('\n CHUONG TRINH DIEU KHIEN NGHEN MACH VA GIA NGHEN MACH TRUYEN TAI \n') fprintf(' \n') %cac he so cua ham chi phi tai nut a1=1;b1=0;c1=0; a2=1.675;b2=0;c2=0; a3=0;b3=-33;c3=0; %tong dan cua cac duong day b12=-1;b13=-0.5; b23=-3; 119 Phuï luïc fprintf('\n Cac he so cua ham chi phi tai nut : a1 =%2.0f',a1), fprintf(', b1=%2.0f',b1), fprintf(', c1=%2.0f\n',c1) fprintf('\n Cac he so cua ham chi phi tai nut : a2 =%2.3f',a2), fprintf(', b2=%2.0f',b2), fprintf(', c2=%2.0f\n',c2) fprintf('\n Cac he so cua ham loi nhuan tai nut 3: a3 =%2.0f',a3), fprintf(', b3=%2.0f',b3), fprintf(', c3=%2.0f\n',c3) fprintf('\n Tong dan cua duong day la: b12 = %5.2f',b12), fprintf(', b13 = %5.2f',b13), fprintf(', b23 = %5.2f\n',b23) %ma tran he so bac hai cua ham muc tieu gama=[a1 0;0 a2 0;0 a3]; A=[0; 0; 0; b12; 0]; B=[b12 -b12-b23 b23;b13 b23 -b13-b23]; %gioi han truyen tai cua duong day Pl_12max=8;Pl_13max=30;Pl_23max=20; fprintf('\n Gioi han truyen tai cua duong day 1-2: Pl_12max = %3.0f',Pl_12max), fprintf(' MW,\n') fprintf('\n Gioi han truyen tai cua duong day 1-3: Pl_13max = %3.0f',Pl_13max), fprintf(' MW,\n') fprintf('\n Gioi han truyen tai cua duong day 2-3: Pl_23max = %3.0f',Pl_23max), fprintf(' MW,\n') fprintf(' \n') w=zeros(9,9); n1=length(gama); for ii=1:n1 for jj=1:n1 w(ii,jj)=2*gama(ii,jj); end end m1=length(A); for kk=1:m1 w(kk,9)=A(kk,1); end for ll=1:m1 w(9,ll)=A(ll,1); end [p1,q1]=size(B); for mm=1:p1 for nn=1:q1 w(mm+3,nn+5)=B(mm,nn); end end for pp=1:q1 for qq=1:p1 w(pp+5,qq+3)=B(qq,pp); end end I=diag(-1*ones(1,n1)); for ss=1:n1 for tt=1:n1 w(ss,tt+5)=I(ss,tt); end end for dd=1:n1 for ff=1:n1 w(dd+5,ff)=I(dd,ff); end end 120 Phuï luïc g=[0 b3 zeros(1,p1) zeros(1,q1) Pl_12max]'; fprintf('\n') fprintf(' KET QUA BAI TOAN TOI UU KHI CO GIOI HAN TRUYEN TAI DUONG DAY 1-2 LA:\n') fprintf(' -\n') z=inv(w)*g; P_bus=z(1:3,1)'; theta=z(4:5,1)'; lambda=z(6:8,1)'; P_12=b12*theta(1,1); P_13=b13*theta(1,2); P_23=-b23*(theta(1,1)-theta(1,2)); c12=lambda(1,2)-lambda(1,1); c13=lambda(1,3)-lambda(1,1); c23=lambda(1,3)-lambda(1,2); fprintf('\n Cong suat toi uu tai cac nut la:\n') fprintf('\n Cong suat phat tai nut : P1 = %5.0f',P_bus(1,1)), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat phat tai nut : P2 = %5.0f',P_bus(1,2)), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tieu thu tai nut 3: P3 = %5.0f',P_bus(1,3)), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat truyen tai toi uu tren duong day la:\n') fprintf('\n Duong day tu nut den nut 2: P_12 = %4.1f',P_12), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Duong day tu nut den nut 3: P_13 = %4.1f',P_13), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Duong day tu nut den nut 3: P_23 = %4.1f',P_23), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Gia nut toi uu la:\n') fprintf('\n Nut 1: lambda_1 = %5.1f',lambda(1,1)), fprintf(' $/MWh\n') fprintf('\n Nut 2: lambda_2 = %5.1f',lambda(1,2)), fprintf(' $/MWh\n') fprintf('\n Nut 3: lambda_3 = %5.1f',lambda(1,3)), fprintf(' $/MWh\n') fprintf('\n Gia mach truyen tai la:\n') fprintf('\n Duong day tu nut den nut 2: c12 = %5.1f',c12), fprintf(' $/MWh\n') fprintf('\n Duong day tu nut den nut 2: c13 = %5.1f',c13), fprintf(' $/MWh\n') fprintf('\n Duong day tu nut den nut 2: c23 = %5.1f',c23), fprintf(' $/MWh\n') fprintf(' \n') clear n1 m1 p1 q1 z P_12 P_13_ P_23 C12 C13 C23 %chuong trinh dieu cong suat toi uu pool %pool_dispatch.m %chay phan bo cong suat AC de co trang thai ban dau cua he thong basemva = 100; dochinhxac = 0.001; lanlaptoida = 100; data_5bus Ybus_matrix lfnewton line_flow % dong cong suat tren cac duong day Plmax=[150;100;60;100;120;100;100]; % gioi han truyen tai fprintf('\n CONG SUAT TREN DUONG DAY LUC BAN DAU LA:\n') fprintf(' \n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 1-2 la: P12 = %6.3f',P12), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 1-3 la: P13 = %6.3f',P13), fprintf(' MW\n') 121 Phuï luïc fprintf('\n Cong suat tren duong day 2-3 la: P23 = %6.3f',P23), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 2-4 la: P24 = %6.3f',P24), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 2-5 la: P25 = %6.3f',P25), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 3-4 la: P34 = %6.3f',P34), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 4-5 la: P45 = %6.3f',P45), fprintf(' MW\n') %kiem tra co xay mach khong %line_limit.m if P12>Plmax(1) nghenmach12=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 1-2 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach12=0; end if P13>Plmax(2) nghenmach13=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 1-3 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach13=0; end if P23>Plmax(3) nghenmach23=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 2-3 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach23=0; end if P24>Plmax(4) nghenmach24=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 2-4 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach24=0; end if P25>Plmax(5) nghenmach25=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 2-5 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach25=0; end if P34>Plmax(6) nghenmach34=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 3-4 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach34=0; end if P45>Plmax(7) nghenmach45=1; fprintf('\n KET QUA DUONG DAY 4-5 BI NGHEN MACH\n') else nghenmach45=0; end fprintf(' \n') %tinh toan nhay A=Jacobi_matrix; A=A'; A=inv(A); y12=abs(y(1));y13=abs(y(2));y23=abs(y(3)); y24=abs(y(4));y25=abs(y(5));y34=abs(y(6));y45=abs(y(7)); theta12=angle(y(1))*180/pi;theta13=angle(y(2))*180/pi; theta23=angle(y(3))*180/pi;theta24=angle(y(4))*180/pi; theta25=angle(y(5))*180/pi;theta34=angle(y(6))*180/pi; theta45=angle(y(7))*180/pi; delta1=deltad(1);delta2=deltad(2);delta3=deltad(3); delta4=deltad(4);delta5=deltad(5); diffP12_delta=-Vm(1)*Vm(2)*y12*sin(delta1-delta2-theta12); 122 Phuï luïc diffP12_Pg2=A(1,1)*diffP12_delta;diffP12_Pg4=A(3,1)*diffP12_delta; diffP13_delta=-Vm(1)*Vm(2)*y13*sin(delta1-delta3-theta13); diffP13_V3=-Vm(1)*y13*cos(delta1-delta3-theta13); diffP13_Pg2=A(1,2)*diffP13_delta+A(1,5)*diffP13_V3; diffP13_Pg4=A(3,2)*diffP13_delta+A(3,5)*diffP13_V3; diffP23_delta=Vm(2)*Vm(3)*y23*sin(delta2-delta3-theta23); diffP23_V3=-Vm(2)*y23*cos(delta2-delta3-theta23); diffP23_Pg2=A(1,1)*diffP23_delta +A(1,2)*(-diffP23_delta)+A(1,5)*diffP23_V3; diffP23_Pg4=A(3,1)*diffP23_delta +A(3,2)*(-diffP23_delta)+A(3,5)*diffP23_V3; diffP24_delta=Vm(2)*Vm(4)*y24*sin(delta2-delta4-theta24); diffP24_Pg2=A(1,1)*diffP24_delta + A(1,3)*(-diffP24_delta); diffP24_Pg4=A(3,1)*diffP24_delta + A(3,3)*(-diffP24_delta); diffP25_delta=Vm(2)*Vm(5)*y25*sin(delta2-delta5-theta25); diffP25_V5=-Vm(2)*y25*cos(delta2-delta5-theta25); diffP25_Pg2=A(1,1)*diffP25_delta +A(1,4)*(-diffP25_delta)+A(1,6)*diffP25_V5; diffP25_Pg4=A(3,1)*diffP25_delta +A(3,4)*(-diffP25_delta)+A(3,6)*diffP25_V5; diffP34_delta=Vm(3)*Vm(4)*y34*sin(delta3-delta4-theta34); diffP34_V3=2*Vm(3)*y34*cos(theta34) -Vm(4)*y34*cos(delta3-delta4-theta34); diffP34_Pg2=A(1,2)*diffP34_delta +A(1,3)*(-diffP34_delta)+A(1,5)*diffP34_V3; diffP34_Pg4=A(3,2)*diffP34_delta +A(3,3)*(-diffP34_delta)+A(3,5)*diffP34_V3; diffP45_delta=Vm(4)*Vm(5)*y45*sin(delta4-delta5-theta45); diffP45_V5=-Vm(4)*y45*cos(delta4-delta5-theta45); diffP45_Pg2=A(1,3)*diffP45_delta +A(1,4)*(-diffP45_delta)+A(1,6)*diffP45_V5; diffP45_Pg4=A(3,3)*diffP45_delta +A(3,4)*(-diffP45_delta)+A(3,6)*diffP45_V5; %run optimization if nghenmach12==1 optimal_power_flow12 else end if nghenmach13==1 optimal_power_flow13 else end if nghenmach23==1 optimal_power_flow23 else end if nghenmach24==1 optimal_power_flow24 else end if nghenmach25==1 optimal_power_flow25 else end if nghenmach34==1 optimal_power_flow34 else end if nghenmach45==1 optimal_power_flow45 123 Phuï luïc else end clear P12 P13 P23 P24 P25 P34 P45 % dieu chinh cac bien he thong if flag1_tang==1 busdata(1,7)=busdata(1,7)+deltaPg1_tang*basemva; else end if flag1_giam== busdata(1,7)=busdata(1,7)-deltaPg1_giam*basemva; else end if flag2_tang==1 busdata(2,7)=busdata(2,7)+deltaPg2_tang*basemva; else end if flag2_giam==1 busdata(2,7)=busdata(2,7)-deltaPg2_giam*basemva; else end if flag4_tang ==1 busdata(4,7)=busdata(4,7)+deltaPg4_tang*basemva; else end if flag4_giam ==1 busdata(4,7)=busdata(4,7)-deltaPg4_giam*basemva; else end %chay lai chuong trinh phan bo cong suat AC de co trang thai moi cua he thong fprintf(' \n') lfnewton busout line_flow fprintf('\n ') fprintf('\n CONG SUAT TREN DUONG DAY SAU KHI DIEU KHIEN NGHEN MACH LA:\n') fprintf(' -\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 1-2 la: P12 = %6.3f',P12), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 1-3 la: P13 = %6.3f',P13), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 2-3 la: P23 = %6.3f',P23), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 2-4 la: P24 = %6.3f',P24), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 2-5 la: P25 = %6.3f',P25), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 3-4 la: P34 = %6.3f',P34), fprintf(' MW\n') fprintf('\n Cong suat tren duong day 4-5 la: P45 = %6.3f',P45), fprintf(' MW\n') %kiem tra lai he thong co mach khong line_limit; if (nghenmach12)|(nghenmach13)|(nghenmach23)|(nghenmach24)|(nghenmach25)| (nghenmach34)|(nghenmach45)==1 fprintf('\n KET LUAN: HE THONG VAN CON BI NGHEN MACH VA TIEP TUC DIEU KHIEN\n') else fprintf('\n\n KET LUAN: KHONG CON DUONG DAY NAO BI NGHEN MACH\n') 124 Phuï luïc end %data_5bus.m % He thong dien nut % Nut Nut Dien_ap Goc_pha Tai -Nguon phat Mvar % So Ma nut Bien Do MW Mvar MW Mvar Qmin Qmax +Qc/-Ql busdata=[1 1.050 0.0 000.0 00.0 270 -20 500 2 1.020 0.0 120.0 60.0 100 0 200 1.000 0.0 100.0 30.0 0 0 1.020 0.0 80.0 20.0 50 0 200 1.000 0.0 120.0 30.0 0 0 0]; % % Nut % nl linedata=[1 2 nut nr 3 5 R p.u 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Thong so duong day X 1/2 B dau phan ap p.u p.u > hay < 0.06 0.00000 0.24 0.00000 0.12 0.00000 0.18 0.00000 0.12 0.00000 0.03 0.00000 0.24 0.00000 1]; %Thanh lap ma tran tong dan nut %Ybus_matrix.m j=sqrt(-1); i = sqrt(-1); nl = linedata(:,1); nr = linedata(:,2); R = linedata(:,3); X = linedata(:,4); Bc = j*linedata(:,5); a = linedata(:, 6); nbr=length(linedata(:,1)); nbus = max(max(nl), max(nr)); Z = R + j*X; y= ones(nbr,1)./Z; for n = 1:nbr if a(n)