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 không 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 không 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
phát 1, ,2, 3, 4 và 6 tăng công suất phát từ 37.75, 50.96, 21.9 và 36.19 MW (TH 1) tới 38.24, 51.53, 22.09, 29.43 và 36.62 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 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 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. 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
a) Chưa ràng buộc ổn định động
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