Nút máy phát Ra Xd’ H 1 0 0.175 4 2 0 0.175 3.6 13 0 0.175 3.4 22 0 0.175 3.4 23 0 0.175 3.3 27 0 0.175 3.4 Bảng 5.3. Thông số tải Nút P (MW) Q (MVAr) 2 21.7 12.7 3 2.4 1.2 4 7.6 1.6 7 22.8 10.9 8 30 30 10 5.8 2 12 11.2 7.5 14 6.2 1.6 15 8.2 2.5 16 3.5 1.8 17 9 5.8 18 3.2 0.9 19 9.5 3.4 20 2.2 0.7 21 17.5 11.2 23 3.2 1.6 24 8.7 6.7 26 3.5 2.3 29 2.4 0.9 30 10.6 1.9
Bảng 5.4: Suất phát điện từng máy phát Pmax Pmin Pmax Pmin (MW) (MW) 1 1 80 8 2 2 80 8 13 3 40 4 22 4 50 5 23 5 30 3 27 6 55 5.5 Node Máy phát Bảng 5.5. Thông số TCSC Xmin (p.u) Xmax (p.u) -0.6 0.6
Để khảo sát sự ảnh hưởng của TCSC trên hệ thống ta chia các trường hợp khảo sát thành 3 trường hợp:
TH1: Khảo sát vận hành phân bố tối ưu trong hệ thống chưa có ràng buộc ổn định động.
TH2: Khảo sát vận hành hệ thống với ràng buộc ổn định động
TH3: Khảo sát hệ thống với ràng buộc ổn định động và có TCSC trên đường dây.
Với các trường hợp trên ta khảo sát với các sự cố trên đường dây như sau:
- Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (25-27) gần nút 27.
- Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (23-24) gần nút 23.
Khảo sát:
Thực hiện vòng lặp OPF, kiểm tra ổn định động chưa xét thiết bị FACTS và ràng buộc ổn định động ta có kết quả như Bảng 5.6.
Bảng 5.6: Kết quả sau khi thực hiện OPF
Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6
Tổng giá phát điện (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) $/hr P 37.75 50.96 21.9 28.4 16.74 36.19 Q -6.9 -2.11 44.7 24.9 8.97 36.89 Giá Trị 588.07
5.7.1 Xét trường hợp ngắn mạch 3 pha trên đường dây (25-27) gần nút 27
b) Có ràng buộc ổn định động
c) Có ràng buộc ổn định động sử dụng thiết bị FACTS (TCSC)
Bảng 5.7: Kết quả khảo sát trường hợp ngắn mạch ở 25-27 gần nút 27
Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Tổng giá phát điện (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) $/hr P 37.75 50.96 21.9 28.4 16.74 36.19 Q -6.9 -2.11 44.7 24.9 8.97 36.89 P Q P 41.29 55.14 22.44 31.31 16.59 25.38 Q -8.41 -7.21 42.93 23.51 7.97 48.70 Trường hợp TH2: Kế hoạch phát điện có ràng buộc ổn định động TH3: Kế hoạch phát điện có ràng buộc ổn định động và có TCSC tại đường dây 27-28 Xtcsc=-0.12pu) 579.11 TH1: Kế hoạch phát điện khơng có ràng buộc ổn định động 588.07 Hệ thống bị mất ổn định khi xảy ra sự cố ở trường hợp này
Từ Bảng 5.7 ta có thể thấy rằng, khi chưa xét ổn định động (TH 1), chi phí vận hành đạt được tối ưu là 588.07 $/h. Tuy nhiên với kế hoạch phát điện này thì hệ thống bị mất ổn định động sau khi sự cố xảy ra tại nút 27 như thấy trong Hình 5.2a. Hệ thống khơng thể vận hành trong truờng hợp này bởi vì an ninh hệ thống bị vi phạm. Do đó, để đảm bảo an ninh vận hành của hệ thống, TSCOPF cần phải được xem xét (TH 2).
Nghiên cứu trong TH 2 cho thấy, hệ thống không thể đạt được sự ổn định với sự cố ở nút 27. Để đánh giá sự đóng góp của TCSC trong việc đảm bảo cực tiểu chi phí vận hành và duy trì ổn định động của hệ thống sau khi sự cố được thiết bị TCSC được xem xét.
Trong trường hợp này, một TCSC được cài đặt trên đường dây 27-28 với Xtcsc=-0.12pu. Ban đầu, mức độ bù nối tiếp của TCSC sẽ được cài đặt là 1%. Nếu
như vi phạm ổn định động khơng được loại bỏ dưới kịch bản OPF thì mức độ bù
của TCSC được tăng lên K = K + 1% và thực hiện. Những kết quả mô phỏng dựa
đạt được sau khi xảy ra sự cố tại nút 27. Đồng thời chi phí phát điện trên hệ thống giảm từ 588.07$/hr xuống cịn 579.11$/hr. Kết quả mơ phỏng đã chứng mính tính hiệu quả của TCSC trong việc cải thiện sự vận hành của hệ thống. Việc sử dụng TCSC hợp lý sẽ mang lại những kết quả tốt trong phần điều độ kinh tế và cũng đảm bảo được ổn định động sau khi sự cố xảy ra. Giảm chi phí phát điện.
5.7.2 Xét trường hợp ngắn mạch 3 pha trên đường dây (23-24) gần nút 23
d) Có TCSC khi tăng tải nút 24 lên từ 8.7MW => 25MW
Bảng 5.8: Kết quả khảo sát trường hợp ngắn mạch ở 23-24 gần nút 23
Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6
Tổng giá phát điện (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) $/hr P 37.75 50.96 21.9 28.4 16.74 36.19 Q -6.9 -2.11 44.7 24.9 8.97 36.89 P 38.24 51.53 22.09 29.43 14.04 36.624 Q -6.76 -1.82 44.7 24.61 8.876 36.935 P Q P 33.85 45.65 34.34 37.74 17.36 39.77 Q -2.26 -15.4 44.7 19.48 28.3 31.29 TH4: Kế hoạch phát điện khi tăng tải 24 từ
8.7 MW => 25 MW có ràng buộc ổn định động có TCSC tại đường dây 12-13. Xtcsc=-0.084 668.00 Trường hợp TH2: Kế hoạch phát điện có ràng buộc ổn định động 588.3 TH1: Kế hoạch phát điện khơng có ràng buộc ổn định động 588.07 TH3: Kế hoạch phát điện khi tăng tải 24 từ
8.7 MW => 25 MW có ràng buộc ổn định
động
670.69
Hệ thống khơng thể ổn định khi có sự cố tại đường dây 23-34 trong trường hợp này
Từ Bảng 5.8 ta có thể thấy rằng, khi chưa xét ổn định động (TH 1), chi phí vận hành đạt được tối ưu là 588.07 $/h. Tuy nhiên với kế hoạch phát điện này thì hệ thống bị mất ổn định động sau khi sự cố xảy ra tại nút 23 như thấy trong Hình 5.3a. Rõ ràng hệ thống khơng thể vận hành trong truờng hợp này bởi vì an ninh hệ thống bị vi phạm. Do đó, để đảm bảo an ninh vận hành của hệ thống, TSCOPF cần phải được xem xét (TH 2).
Từ Bảng 5.8 (hàng 3) có thể thấy rằng, đã có một sự thay đổi nhỏ trong kế
hoạch phát điện để thỏa mãn ràng buộc ổn định động so với TH 1. Máy phát 5 giảm
công suất phát từ 16.74 MW (TH 1) xuống còn 14.04 MW (TH 2) trong khi máy
ổn định động được thỏa mãn. Tuy nhiên chi phí vận hành tăng từ 588.07 $/h (TH 1)
lên 588.30 $/h (TH 2) như thấy trong Bảng 5.8. Nghiên cứu trong TH 2 cho thấy,
khi nhu cầu tải đựợc xác định, hệ thống khơng có TCSC vẫn có thể duy trì được ổn định động nếu như sự cố xảy ra nhưng chi phí vận hành tăng lên. Để đánh giá sự đóng góp của TCSC trong việc đảm bảo cực tiểu chi phí vận hành và duy trì ổn định động của hệ thống sau khi sự cố được xem xét, nhu cầu tải trong TH 1 và 2 bây giờ được điều chỉnh lên từ 8.7 MW => 25 MW tại nút 24.
Từ Bảng 5.8 (Hàng 4) và Hình 5.3c có thể thấy rằng, hệ thống bị mất ổn định sau khi sự cố xảy ra tại nút 23. Mặc dù đã cố gắng điều chỉnh lại kế hoạch phát dựa trên giải quyết bài tốn OPF có ràng buộc ổn định động và khơng có TCSC, nhưng hệ thống vẫn không đạt được ổn định. Trong trường hợp này, để duy trì ổn định động, một TCSC được cài đặt trên đường dây 12-13 với Xtcsc=-0.084pu. Ban đầu, mức độ bù nối tiếp của TCSC sẽ được cài đặt là 1%. Nếu như vi phạm ổn định
động khơng được loại bỏ dưới kịch bản OPF thì mức độ bù của TCSC được tăng lên
K = K + 1% và thực hiện.
Những kết quả mơ phỏng dựa trên OPF có TCSC và có xét ràng buộc ổn định động được cho trong Bảng 5.8 (hàng 5) và Hình 5.3d. Từ 5.3d có thể thấy rằng, ổn định động của hệ thống đạt được sau khi xảy ra sự cố tại nút 23. Kết quả mô phỏng đã chứng mính tính hiệu quả của TCSC trong việc cải thiện sự vận hành của hệ thống. Việc sử dụng TCSC hợp lý sẽ mang lại những kết quả tốt trong phần điều độ kinh tế và cũng đảm bảo được ổn định động sau khi sự cố xảy ra. Do đó, nâng cao được an ninh của hệ thống.
5.7.3 Xét trường hợp ngắn mạch 3 pha trên đường dây (10-22) gần nút 22
c) Có TCSC (Xtcsc=0.28) tại đường dây (27-28)
Hình 5.4. Đồ thị mơ phỏng ngắn mạch 10-22 gần nút 22 Bảng 5.9: Kết quả khảo sát trường hợp ngắn mạch ở 10-22 gần nút 22 Bảng 5.9: Kết quả khảo sát trường hợp ngắn mạch ở 10-22 gần nút 22
Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6
Tổng giá phát điện (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) $/hr P 37.75 50.96 21.9 28.4 16.74 36.19 Q -6.9 -2.11 44.7 24.9 8.97 36.89 P 42.17 56.17 23.29 13.07 20.34 37.352 Q -11.2 -5.95 44.7 40.76 6.89 33.82 P 47.8 62.65 24.27 13.07 20.56 23.648 Q -3.69 4.94 25.33 25.65 6.724 42.673 TH4: Kế hoạch phát điện khi có ràng buộc ổn định động có TCSC
tại đường dây 27-28. Xtcsc=-0.28 581.82 Trường hợp TH2: Kế hoạch phát điện có ràng buộc ổn định động 592.81 TH1: Kế hoạch phát điện khơng có ràng buộc ổn định động 588.07
Từ Bảng 5.9 ta có thể thấy rằng, khi chưa xét ổn định động (TH 1), chi phí vận hành đạt được tối ưu là 588.07 $/h. Tuy nhiên với kế hoạch phát điện này thì hệ thống bị mất ổn định động sau khi sự cố xảy ra tại nút 22 như thấy trong Hình 5.4a. Rõ ràng hệ thống khơng thể vận hành trong truờng hợp này bởi vì an ninh hệ thống bị vi phạm. Do đó, để đảm bảo an ninh vận hành của hệ thống, TSCOPF cần phải được xem xét (TH 2).
Từ Bảng 5.8 (hàng 3) có thể thấy rằng, đã có một sự thay đổi nhỏ trong kế
hoạch phát điện để thỏa mãn ràng buộc ổn định động so với TH 1. Máy phát 4 giảm công suất phát từ 28.4 MW (TH 1) xuống còn 13.07 MW (TH 2) trong khi máy
phát 1, ,2, 3, 5 và 6 tăng công suất phát từ 37.75, 50.96, 16.74 và 36.19 MW (TH 1) tới 42.17, 56.17, 23.29, 20.34 và 37.37 MW (TH 2 ) tương ứng. Kết quả, ràng
buộc ổn định động được thỏa mãn. Tuy nhiên chi phí vận hành tăng từ 588.07 $/h
(TH 1) lên 592.81 $/h (TH 2) như thấy trong Bảng 5.9. Nghiên cứu trong TH 2
cho thấy, khi nhu cầu tải được xác định, hệ thống khơng có TCSC vẫn có thể duy trì được ổn định động nếu như sự cố xảy ra nhưng chi phí vận hành tăng lên. Để đánh giá sự đóng góp của TCSC trong việc đảm bảo cực tiểu chi phí vận hành và duy trì ổn định động của hệ thống sau khi sự cố được xem xét, ta đưa TCSC (Xtcsc=-0.28) vào đường dây (27-28).
Từ Bảng 5.9 (Hàng 4) và Hình 5.4c có thể thấy rằng, hệ thống vẫn duy trì
được sự ổn định, đồng thời thay đổi giá phát điện của TH3 giảm xuống đáng kể từ
592.81$/hr xuống còn 581.82$/hr, giảm 10.99$/hr. Kết quả mơ phỏng đã chứng
minh tính hiệu quả của TCSC trong việc cải thiện sự vận hành của hệ thống. Việc sử dụng TCSC hợp lý sẽ mang lại những kết quả tốt trong phần điều độ kinh tế và cũng đảm bảo được ổn định động sau khi sự cố xảy ra. Do đó, vừa nâng cao được an ninh của hệ thống đồng thời giảm được chi phí phát điện.
Chương 6 KẾT LUẬN
Với những đặc điểm của thị trường điện và sự phát triển của hệ thống điện hiện đại đã tạo ra nhiều thách thức mới cho người vận hành trong việc đảm bảo lợi nhuận kinh tế và ổn định, đặc biệt là ổn định động. Mặc dù OPF truyền thống đã giải quyết bài toán điều độ kinh tế, có xét đến những giới hạn vật lý và giới hạn vận hành nhưng nó khơng đảm bảo được hệ thống sẽ ổn định sau khi sự cố được loại trừ. Do đó, ràng buộc ổn định động vào bài tốn OPF để giới hạn góc rotor đảm bảo hệ thống ổn định sau khi loại bỏ sự cố là một trong những vấn đề quan trọng trong vận hành thị trường điện.
Nghiên cứu này tập trung đánh giá khả năng ổn định động của hệ thống trong bài tốn OPF có TCSC trên tiêu chuẩn độ lệch góc rotor tương đối COI. Mơ phỏng OPF khơng có TCSC và có TCSC đã được tạo ra trên môi trường Matlab. Những kết quả mơ phỏng đã cho thấy tính hiệu quả của việc sử dụng TCSC đảm bảo tính ổn định và nâng cao hiệu quả kinh tế khi vận hành. Từ những kết quả mô phỏng trên các nhà đầu tư có thể xem xét để đầu tư vận hành thiết bị TCSC vào lưới điện, góp phần rất lớn nâng cao hiệu quả cung cấp điện trong tương lai.
Đề tài còn hạn chế về xét đến vị trí tối ưu của thiết bị FACTS đưa vào hệ thống điện để giải quyết các vấn đề về ổn định. Tuy nhiên, với những kết quả mô phỏng trong chương 5 của luận văn, phần nào chúng ta cũng có thể xác định một số vị trí giúp vừa đạt hiệu quả kinh tế vừa đảm bảo được ổn định trong hệ thống. Từ đó ta cũng có hướng để phát triển đề tài trong tương lai.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] P. Kundur, J. Paserba, V. Ajjarapu, G. Andersson, A. Bose, C. Canizares, N. Hatziargyriou, D. Hill, A. Stankovic, C. Taylor, T. Van Cutsem and V. Vittal, “Definition and classification of power system stability IEEE/CIGRE joint task force on stability terms and definitions”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 19, no. 3, pp. 1387–1401, 2004.
[2] P. Kundur, Power System Stability and Control. McGraw-Hill Professional, 1994.
[3] J. Grainger and W. D. Stevenson Jr., Power System Analysis, 1 edition. New York: McGraw-Hill Science/Engineering/Math, 1994.
[4] H. W. Dommel and W. F. Tinney, “Optimal Power Flow Solutions”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-87, no. 10, pp. 1866–1876, 1968.
[5] A. Gomez-Exposito, A. J. Conejo and C. Canizares, Electric Energy Systems: Analysis and Operation. CRC Press, 2008.
[6] M. Huneault and F. D. Galiana, “A survey of the optimal power flow literature”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 6, no. 2, pp. 762–770, 1991.
[7] C. F. Moyano and E. Castronuovo, “Non-Linear Mathematical Programming Applied to Electric Power Systems Stability”, in Optimization advances in electric power systems, Nova Science Publishers, Inc, 2009.
[8] O. Alsac and B. Stott, “Optimal Load Flow with Steady-State Security”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-93, no. 3, pp. 745– 751, 1974.
[9] L. Chen, Y. Taka, H. Okamoto, R. Tanabe and A. Ono, “Optimal operation solutions of power systems with transient stability constraints”, IEEE Transactions on Circuits and Systems I: Fundamental Theory and Applications, vol. 48, no. 3, pp. 327–339, 2001.
Proceedings-Generation, Transmission and Distribution, vol. 152, no. 1, pp. 11–16, 2005.
[11] Y. Sun, Y. Xinlin and H. F. Wang, “Approach for optimal power flow with transient stability constraints”, IEE Proceedings-Generation, Transmission and Distribution, vol. 151, no. 1, pp. 8–18, 2004.
[12] D. Gan, R. J. Thomas and R. D. Zimmerman, “Stability-constrained optimal power flow”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 15, no. 2, pp. 535– 540, 2000.
[13] M. La Scala, M. Trovato and C. Antonelli, “On-line dynamic preventive control: an algorithm for transient security dispatch”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 13, no. 2, pp. 601–610, 1998.
[14] T. B. Nguyen and M. A. Pai, “Dynamic security-constrained rescheduling of power systems using trajectory sensitivities”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 18, no. 2, pp. 848–854, 2003.
[15] L. Tang and J. D. McCalley, “An efficient transient stability constrained optimal power flow using trajectory sensitivity”, in North American Power Symposium (NAPS), 2012, 2012, pp. 1–6.
[16] Y. H. Li, W. P. Yuan, K. W. Chan and M. B. Liu, “Coordinated preventive control of transient stability with multi-contingency in power systems using trajectory sensitivities”, International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 33, no. 1, pp. 147–153, Jan. 2011.
[17] Y. Xu, Z. Y. Dong, Z. Xu, R. Zhang and K. P. Wong, “Power system transient stability-constrained optimal power flow: A comprehensive review”, in 2012 IEEE Power and Energy Society General Meeting, 2012, pp. 1–7.