VI. í nghĩa khoa học và thực tiễn
4.4 Kết luận chƣơng 4
Từ kết quả tớnh toỏn ỏp dụng cho LĐPPTA huyện Tiờn Du – lộ 478-E27.1 đó cho thấy hiệu quả của thiết bị bự cũng nhƣ phƣơng phỏp và chƣơng trỡnh tớnh toỏn lựa chọn vị trớ và dung lƣợng bự tối ƣu xột đến sự thay đổi của tải theo mụ hỡnh xỏc suất đó đề xuất.
Vị trớ, dung lƣợng và thời gian lắp đặt của tụ điện đƣợc lựa chọn với tổn thất điện năng trong suốt thời gian tớnh toỏn đảm bảo cực tiểu. Chế độ làm việc của cỏc thiết bị cũng đƣợc đảm bảo khụng bị quỏ tải đồng thời độ lệch điện ỏp tại tất cả cỏc vị trớ trong mọi chế độ vận hành và trong suốt giai đoạn tớnh toỏn đƣợc đảm bảo theo yờu cầu.
Phƣơng phỏp và chƣơng trỡnh tớnh đề xuất đó khắc phục đƣợc hạn chế của phƣơng phỏp tớnh toỏn vị trớ, dung lƣợng bự đang sử dụng hiện nay cho LĐPPTA khi lựa chọn đƣợc vị trớ xa nguồn hơn dẫn đến đảm bảo giảm tổn thất nhỏ hơn phƣơng phỏp sử dụng hiện nay.
* Kết luận
Nghiờn cứu này đó tổng hợp, nghiờn cứu một số vấn đề cơ bản về tổn thất, cỏc phƣơng phỏp giảm tổn thất trong LĐPP và thiết bị bự. Lựa chọn phƣơng phỏp tớnh toỏn thụng số bự xột đến thay đổi của phụ tải theo mụ hỡnh xỏc suất nhằm nõng cao tớnh chớnh xỏc của kết quả tớnh toỏn đồng thời đảm bảo độ lệch điện ỏp trong hầu hết cỏc chế độ vận hành của hệ thống.
Giới thiệu và phõn tớch mụ hỡnh toỏn, chƣơng trỡnh tớnh lựa chọn vị trớ và dung lƣợng bự tối ƣu xột đến ảnh hƣởng của sự thay đổi phụ tải theo cỏc mụ hỡnh xỏc suất và phỏt triển của tải trong giai đoạn tớnh toỏn. Chƣơng trỡnh đƣợc sử dụng để tớnh toỏn cho vớ dụ đơn giản sau đú kiểm chứng kết quả bằng phần mềm PSS/Adept cho thấy phƣơng thức bự và chƣơng trỡnh tớnh toỏn phự hợp với LĐPPTA, đảm bảo yờu cầu của hệ thống, cụng suất và vị trớ bự đƣợc lựa chọn tối ƣu, chƣơng trỡnh tớnh toỏn đơn giản, dễ ỏp dụng.
Kết quả tớnh toỏn ỏp dụng cho LĐPPTA huyện Tiờn Du – lộ 478-E27.1 đó cho thấy hiệu quả của thiết bị bự cũng nhƣ phƣơng phỏp và chƣơng trỡnh tớnh toỏn lựa chọn vị trớ và dung lƣợng bự tối ƣu theo mụ hỡnh xỏc suất của tải. Vị trớ, dung lƣợng và thời gian lắp đặt của tụ điện đƣợc lựa chọn với tổn thất điện năng trong suốt thời gian tớnh toỏn đảm bảo cực tiểu. Chế độ làm việc của cỏc thiết bị cũng đƣợc đảm bảo khụng bị quỏ tải đồng thời độ lệch điện ỏp tại tất cả cỏc vị trớ trong mọi giờ vận hành, trong mọi mựa và ở tất cả cỏc năm tớnh toỏn đƣợc đảm bảo theo yờu cầu.
* Hướng nghiờn cứu tiếp theo
- Nghiờn cứu phƣơng phỏp giải mụ hỡnh toỏn với số lƣợng trạng thỏi tớnh toỏn lớn hơn nhằm nõng cao độ chớnh xỏc của kết quả tớnh toỏn.
- Nghiờn cứu xột đến chi phớ của tụ điện cũng nhƣ giỏ điện nhằm nõng cao hiệu quả kinh tế của phƣơng ỏn bự.
Tiếng Việt
[1]Bộ Cụng Thƣơng (2015), Quy định hệ thống điện phõn phối, Thụng tƣ 39/2015/TT-BCT ngày 18 thỏng 11 năm 2015, Hà Nội.
[2]Bộ Cụng Thƣơng (2015), Quy chuẩn ký thuật quốc gia về kỹ thuật điện, QCVN 621: 2015/BCT ngày 20 thỏng 09 năm 2015, Hà Nội.
[3]Đỗ Xuõn Khụi (1998), Tớnh toỏn phõn tớch hệ thống điện, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội
[4]Nguyễn Xuõn Phỳ, Nguyễn Cụng Hiền, Nguyễn Bội Khuờ (2003), Cung cấp điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[5]Trần Quang Khỏnh (2012), Cung cấp điện theo tiờu chuẩn IEC, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội
[6]Viện Năng lƣợng (2011), Qui hoạch phỏt triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 cú xột đến năm 2030, Hà Nội
[7]Viện Năng lƣợng (2016), Điều chỉnh qui hoạch phỏt triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 cú xột đến năm 2030, Hà Nội
[8]Vũ Văn Thắng, Bạch Quốc Khỏnh (2017), Vị trớ và cụng suất tối ưu của tụ điện trong qui hoạch và cải tạo hệ thống phõn phối, Tạp chớ KHCN – Đại học Đà nẵng, Số 3(112).2017.
[9]Bỏo cỏo kỹ thuật, Điện lực Tiờn Du, Bắc Ninh 2019
Tiếng Anh
[10] Anthony J. Pansini (2007), Electrical distribution engineering, The Fairmont Press, Inc.
[11] Pierre Bonami and Jon Lee (2007), BONMIN Users’ Manual, GAMS Development Corporation, Washington, DC, USA.
[12] Richard E. Rosenthal (2010), GAMS - A User's Guide, GAMS Development Corporation, Washington, DC, USA.
[13] PSS/Adept™ 5, Users Manual, Shaw Power Technologies, Inc 2004 [14] M.Jayalakshmi, K.Balasubramanian, Simple Capacitors to
Supercapacitors-An Overview, International Journal of Electrochemical Science, Vol.3, 2008.
[15] Trần Vinh Tịnh, T.V. Chƣơng, Bự tối ƣu cụng suất phản khỏng trong LPP, Tạp chớ KH&CN Đại học Đà Nẵng, số 2, 2008
[16] M.Dixit, P.Kundu, H. R.Jariwala, Optimal Allocation and Sizing of Shunt Capacitor in Distribution System for Power Loss Minimization, 2016SCEECS, India, 2016.
sitting and sizing of capacitors for voltage enhancement of distribution systems, 2015UPEC, UK, 2015.
[18] A.A.Eajal, M.E.El-Hawary, Optimal capacitor placement and sizing in distorted radial distribution systems part III: Numerical results, ICHQP2010, Italy, 2010.
[19] K.R. Devabalaji, A.M.Imranb, T.Yuvaraj, K.Ravi, Power Loss Minimization in Radial Distribution System, Energy Procedia 79 (2015), 917-923.
[20] N.Rugthaicharoencheep, S.Nedphograw, W.Wanaratwijit, Distribution system operation for power loss minimization and improved voltage profile with distributed generation and capacitor placements, 2011DRPT, China, 2011.
[21] Y. M. Atwa, E. F. El-Saadany, M. M. A. Salama, and R. Seethapathy, Optimal Renewable Resources Mix for Distribution systems Energy Loss Minimization, IEEE Tran. on Power Sytems, Vol.25, No.1, 2010
[22] Solutions for power factor correction at medium voltage, CIRCUTOR, S.A. 2013.
PL1. Thụng số của vớ dụ 1
* Thụng số của tải
Nỳt tải Pi.0, kW Qi.0, kVAr Nỳt tải Pi.0, kW Qi.0,kVAr
2 240 192 17 432 384 3 348 288 18 588 528 4 384 300 19 228 168 5 192 156 20 348 264 6 432 372 21 228 168 7 360 360 22 468 408 8 360 360 23 468 420 9 192 144 24 504 420 10 264 192 25 264 240 11 174 132 26 792 630 12 192 162 27 672 630 13 552 522 28 432 372 14 264 216 29 504 444 15 672 552 30 360 240 16 312 240 31 660 564 Tổng 12,810 10,040
* Thụng số của đường dõy
Nỳt ij Sij t*, , MVA Rij, Xij, Nỳt ij Sij t*, , MVA Rij, Xij, 1.2 26 0.15 0.38 17.18 8 2.37 1.67 2.3 26 0.31 0.75 2.19 8 1.78 1.25 3.4 26 0.08 0.19 19.20 8 1.18 0.84 4.5 26 0.23 0.57 20.21 8 1.48 1.05 5.6 26 0.69 1.70 21.22 8 1.18 0.84 6.7 10 1.89 1.84 3.23 8 1.60 1.13 7.8 10 0.46 0.45 23.24 8 1.18 0.84 8.9 10 0.63 0.61 24.25 8 1.48 1.05 9.10 10 0.50 0.49 6.26 10 1.18 1.14 10.11 10 0.84 0.82 26.27 10 1.39 1.35 11.12 10 1.26 1.22 27.28 10 1.47 1.43 12.13 8 1.07 0.75 28.29 10 1.89 1.84 13.14 8 0.83 0.59 29.30 8 1.18 0.84 14.15 8 1.12 0.79 30.31 8 2.07 1.46 15.16 8 1.84 1.30 31.32 8 2.37 1.67 16.17 8 0.95 0.67 32.33 8 2.13 1.50
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*40/;
alias (i,j);
set t Thoi gian tinh toan /1*3/; set h So gio trong ngay /1*24/; set s mua trong nam /1*4/;
set n so bien tuong ung cong suat roi rac cua Tu /1*12/; Set
Gen(i) Nut nguon /1/ Load(i) Nut tai /2*40/ cp(i) Nut dau tu Tu /1*40/
Head1 Bang du lieu duong day /Rf, Xf, Chf, sf/
Head2 Bang du lieu nguon /Pmin, Pmax, Qmin, Qmax/ Head3 Bang du lieu tai /PD0, QD0/
Head4 Bang cong suat gioi han TBA /Ss0/ Head5 Bang cong suat gioi han duong day /Sf0/ Head6 Bang du lieu CP /Qmin, Qmax/
Head10 mua trong nam /1*4/ ;
Scalar phi/3.141592654/;
Scalar SBase Cong suat co so MVA /1/; Scalar VBase Dien ap co so kV /35/;
Scalar GFD He so phat trien cua phu tai /0.2/; TABLE Generat(Gen,Head2) Du lieu nguon Pmin Pmax Qmin Qmax
;
QmxG(gen,t) = Generat(gen,"Qmax")/(SBase); QmnG(gen,t) = Generat(gen,"Qmin")/(SBase); TABLE Generat1(cp,Head6) Du lieu CP
;
Parameter QmxG1(cp,t), QmnG1(cp,t);
QmxG1(cp,t) = 10*Generat1(cp,"Qmax")/(SBase); QmnG1(cp,t) = 1*Generat1(cp,"Qmin")/(SBase); TABLE Demand1(s,h,Head10) He so tai va xac suat 1 2 3 4
;
Parameter kt(s,h);
kt(s,h) = Demand1(s,h,"s1");
TABLE Demand(i, Head3) Cong suat phu tai PD0 QD0
;
Parameter PD(i,t), QD(i,t);
PD(i,t)= 1.2*Demand(i,"PD0")*(1+GFD*(ord(t)-1))/(1000*SBase); QD(i,t)= 1.2*Demand(i,"QD0")*(1+GFD*(ord(t)-1))/(1000*SBase); Table LineData(i,j,head1) Rf Xf Chf sf ; LineData(j,i,head1) = LineData(i,j,head1) ; Parameter Se(i,j,t); Se(i,j,t) = LineData(i,j,"Sf"); Se(i,j,t) = Se(j,i,t);
Parameter Re(i,j,t,head1), Xe(i,j,t,head1), Che(i,j,t,head1); Re(i,j,t,"Rf") = Linedata(i,j,"Rf")*(SBase/(VBase*VBase)) ; Xe(i,j,t,"Xf") = Linedata(i,j,"Xf")*(SBase/(VBase*VBase)) ; Che(i,j,t,"Chf")=Linedata(i,j,"Chf"); Re(j,i,t,"Rf")$(Re(i,j,t,"Rf") gt 0) = Re(i,j,t,"Rf") ; Xe(j,i,t,"Xf")$(Xe(i,j,t,"Xf") gt 0) = Xe(i,j,t,"Xf") ; Che(j,i,t,"Chf")$(Che(i,j,t,"Chf") gt 0) = Che(i,j,t,"Chf") ; Parameter Z(i,j,t), GG(i,j,t), BB(i,j,t);
Z(i,j,t) = (Re(i,j,t,"Rf")*Re(i,j,t,"Rf")) + (Xe(i,j,t,"Xf")*Xe(i,j,t,"Xf")) ; GG(i,j,t)$(z(i,j,t) ne 0.00) = Re(i,j,t,"Rf")/Z(i,j,t) ;
Parameter G(i,j,t) , B(i,j,t) ; B(i,i,t) = sum(j,BB(i,j,t)); G(i,i,t) = sum(j,GG(i,j,t));
G(i,j,t)$(ord(i) ne ord(j)) = -GG(i,j,t); B(i,j,t)$(ord(i) ne ord(j)) = -BB(i,j,t); Parameter Y(i,j,t);
Y(i,j,t) = sqrt(G(i,j,t)*G(i,j,t) + B(i,j,t)*B(i,j,t)); Parameter ZI(i,j,t);
ZI(i,j,t)$(G(i,j,t) ne 0.00) = abs(B(i,j,t))/abs(G(i,j,t)) ; Parameter theta(i,j,t);
theta(i,j,t) = arctan(ZI(i,j,t));
theta(i,j,t)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) gt 0)) = 0.0 ; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) lt 0)) = phi ;
theta(i,j,t)$((b(i,j,t) gt 0) and (g(i,j,t) gt 0)) = theta(i,j,t) ;
theta(i,j,t)$((b(i,j,t) lt 0) and (g(i,j,t) gt 0)) = 2*phi - theta(i,j,t) ; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) gt 0) and (g(i,j,t) lt 0)) = phi - theta(i,j,t); theta(i,j,t)$((b(i,j,t) lt 0) and (g(i,j,t) lt 0)) = phi + theta(i,j,t); theta(i,j,t)$((b(i,j,t) gt 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = 0.5*phi;
theta(i,j,t)$((b(i,j,t) lt 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = -0.5*phi; theta(i,j,t)$((b(i,j,t) eq 0) and (g(i,j,t) eq 0)) = 0.0 ; Parameter G(i,j,t);
G(i,j,t) = -Y(i,j,t)*cos(Theta(i,j,t));
*********** KHAI BAO CAC BIEN VA XAP XI DAU ***************** VARIABLES
V(i,t,s,h) Dien ap nut
Delta(i,t,s,h) Goc pha dien ap nut
P(i,t,s,h) Cong suat TD nhan tu nguon Q(i,t,s,h) Cong suat PK nhan tu nguon QG(i,t) Cong suat PK Tu
QG1(i,t) Cong suat PK Tu1 Loss Tong ton that U(n,i,t) Bien nhi phan ; Positive variable P, Q, QG; Binary variable U; Parameter VLevel(Gen) /1 1.1/; V.l(i,t,s,h) = 1.0; V.Fx(Gen,t,s,h) = VLevel(Gen);
************** HAM MUC TIEU VA RANG BUOC ******************* Equations CostEq Equn1(i,t,s,h) Equn2(i,t,s,h) Equn3(i,t) Equn4(cp) Equn5(i,j,t) Equn6(i,t) ;
************** HAM MUC TIEU **************
CostEq.. Loss =e= (365/2)*0.5*Sum((i,j,t,s,h),G(i,j,t)*(V(i,t,s,h)*V(i,t,s,h) + V(j,t,s,h)*V(j,t,s,h) -
2*V(i,t,s,h)*V(j,t,s,h)*cos(Delta(j,t,s,h)-Delta(i,t,s,h))) + QG(i,t)*0.0002)*Sbase*1000;
************** CAN BANG CONG SUAT NUT ************** Equn1(i,t,s,h)$(ord(i) gt 1).. -QG(i,t)*0.0002- PD(i,t)*kt(s,h) =e= Sum(j,
Y(i,j,t)*V(i,t,s,h)*V(j,t,s,h)*Cos(theta(i,j,t)+Delta(j,t,s,h) - Delta(i,t,s,h)));
Equn2(i,t,s,h)$(ord(i) gt 1).. (QG(i,t-4)+QG(i,t-3)+QG(i,t-2)+QG(i,t-1)+QG(i,t))- QD(i,t)*kt(s,h) =e= -Sum(j,
Y(i,j,t)*V(i,t,s,h)*V(j,t,s,h)*Sin(theta(i,j,t)+Delta(j,t,s,h) - Delta(i,t,s,h)));
************** RANG BUOC NANG CAP THIET BI ************** Equn2(i,t)$(ord(t) gt 0).. QG(i,t) =e=
(0.05*U("12",i,t)+0.1*U("11",i,t)+0.15*U("10",i,t)+0.21*U("9",i,t)+0. 24*U("8",i,t)+0.3*U("7",i,t) +0.33*U("6",i,t)+0.39*U("5",i,t)+0.42*U("4",i,t)+0.45*U("3",i,t) +0.5*U("2",i,t)+0.55*U("1",i,t) ); Equn3(cp).. sum((n,t),U(n,cp,t)) =l= 1; Equn4.. sum((n,cp,t),U(n,cp,t)) =l= 5; Equn5(i,j,t)$(ord(i) lt ord(j)).. (Smax((s,h),abs(Sbase*V(i,t,s,h)*Y(i,j,t)*(V(j,t,s,h)-V(i,t,s,h)))))=l= Se(i,j,t);
Equn6(i,t)$(ord(t) gt 0).. QG1(i,t) =e= QG1(i,t-1)+QG(i,t);
********************** GIOI HAN CAC BIEN ********************** QG.Up(cp,t) = 1*QmxG1(cp,t);
V.Up(load,t,s,h) = 1.05; V.Lo(load,t,s,h) = 0.9;
******************* GOI SLOVER TINH TOAN ********************** Option MINLP=BONMIN;
Model OPF /all/;
Solve OPF using MINLP Minimizing Loss;
************ TINH TOAN THONG SO VA HIEN THI ****************** Display Loss.l, V.l;