Phân bố công suất tối ưu có xét ràng buộc ổn định động

Nội dung text: Phân bố công suất tối ưu có xét ràng buộc ổn định động

1. TẠP CHÍ KHOA HỌC GIÁO DỤC KỸ THUẬT PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TỐI ƯU CÓ XÉT RÀNG BUỘC ỔN ĐỊNH ĐỘNG TRANSIENT STABILITY CONSTRAINED OPTIMAL POWER FLOW (1)Nguyễn Văn Hậu, (2)Nguyễn Nhật Thành (1)Công ty TNHH Đầu Tư VTCO, (2) Công ty TNHH HyoSung TÓM TẮT Do sự gia tăng nhanh chóng nhu cầu điện và những đặc điểm của thị trường điện cạnh tranh, những người vận hành hệ thống điện đang phải đối mặt với nhiều thách thức liên quan đến vận hành để đạt được lợi nhuận kinh tế và an ninh. Vì vậy, việc xem xét ràng buộc ổn định trong bài toán phân bố công suất tối ưu để đảm bảo một mức độ an ninh tương ứng đã trở nên ngày càng quan trọng, đặc biệt là ràng buộc ổn định động trong bài toán OPF. Bài báo này tập trung vào phân tích, đánh giá khả năng ổn định động của hệ thống trong trường hợp OPF có xét và không xét ràng buộc ổn định động. Kết quả nghiên cứu trên hệ thống chuẩn IEEE 9 nút và IEEE 30 – nút đã cho thấy khả năng ổn định của hệ thống đồng thời cũng đảm bảo được chi phí vận hành cực tiểu trong bài toán TSC-OPF. Từ khóa: Phân bố công suất tối ưu, Ổn định động, OPF, TSCOPF. ABSTRACT: Due to the rapid increase of electricity demand and the deregulation of electricity markets, the System Operators are facing many challenges in terms of system operation to obtain economic benefit and security. Thus, consideration of stability constraints,exspecially is transient stabilityconstraints in optimal power flow (OPF) problems to guarantee an appropriate security level is increasingly important. This thesis concentrates on the evualating transient stability-constrained optimal power flow to against single contingencies. Study results on IEEE 9- bus,IEEE 30-bus system in Matlab environment have proved the ability of power system and obtain minimum cost in TSC-OPF. Keywords: Power system security, Transient stability, OPF, TSCOPF
2. 1. GIỚI THIỆU Sự chuyển dịch từ thị trường độc quyền sang thị trường điện cạnh tranh đã mang lại nhiều lợi ích cho người sử dụng điện. Tuy nhiên, nó cũng đang đối mặt với nhiều thách thức liên quan đến an ninh hệ thống. Nhiều năng lượng điện được truyền qua khoảng cách xa, và một lượng công suất không nằm trong kế hoạch phát được tăng lên do sự cạnh tranh của các nhà máy điện đã làm cho hệ thống bị căng thẳng và có thể dẫn đến mất an ninh hệ thống. Trong khi đó thì nhiều yếu ràng buộc như môi trường, chính sách và chi phí cũng đã giới hạn sự mở rộng mạng điện truyền tải . Vì vậy, an ninh hệ thống đã trở thành một trong những vấn đề quan trọng trong vận hành thị trường điện. Thị trường điện và các điều kiện vận hành sẽ tốt hơn nếu như hệ thống được tính toán tốt hơn về kinh tế và an ninh. Việc giải quyết vấn đề này được biết đến như là bài toán phân bố công suất tối ưu có xét ràng buộc ổn định động (SCOPF). Phân bố công suất tối ưu có xét ràng buộc ổn định động được mở rộng từ bài toán phân bố công suất tối ưu mà được sử dụng để điều độ kinh tế hệ thống trong khi không chỉ xem xét những giới hạn vận hành bình thường mà còn xem xét những vi phạm có thể xảy ra trong trường hợp vận hành ngẫu nhiên. SCOPF thay đổi điểm vận hành hệ thống trước sự cố để mà tổng chi phí vận hành đạt được cực tiểu và tại thời điểm đó không có bất kỳ giới hạn an ninh nào bị vi phạm nếu sự cố ngẫu nhiên xảy ra. Mặc dù SCOPF hiện nay vẫn còn nhiều thách thức liên quan đến việc tính toán nhưng hy vọng nó sẽ trở thành một công cụ chuẩn trong nền công nghiệp điện. Phân bố công suất tối ưu (OPF) là một bài toán tối ưu hóa với nhiều ràng buộc. Theo truyền thống, OPF chỉ xét đến các ràng buộc ổn định tĩnh của hệ thống mà không xét ràng buộc ổn định động. Do đó, có thể xem xét bài toán ràng buộc ổn định động như một bài toán OPF truyền thống có xét ràng buộc ổn định động. Việc tính toán kiểm tra dòng công suất không chỉ đáp ứng trong trạng thái tĩnh bởi bài toán OPF truyền thống mà còn phải đáp ứng được ràng buộc động của góc rotor trong truờng hợp vận hành ngẫu nhiên. Do đó, xem xét ràng buộc ổn định động trong bài toán phân bố công suất tối ưu (TSC- OPF) để đảm bảo một mức độ an ninh tương ứng đã trở thành một chủ đề nghiên cứu hấp dẫn gần đây. Đây chính vấn đề cấp thiết được nghiên cứu trong bài báo này. 2. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Bài toán được thực hiện bằng phương pháp giải tích và mô phỏng toán học. Sử dụng phần mềm Matlab, Matpower và power system toolbox để mô phỏng các hàm toán học. 3. PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TỐI ƯU TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Khái niệm phân bố công suất tối ưu (OPF) được giới thiệu trong những năm 60 [1], [4], [5], và đây được coi là một trong những công cụ mạnh mẽ nhất để lập kế hoạch và vận hành hệ thống điện. Trong các nghiên cứu vận hành, OPF có thể xác định các tác động tối ưu điều khiển và các điểm hoạt động tối ưu, xem xét các giới hạn vận hành. Trong giai đoạn quy hoạch, OPF được sử dụng để xác định các tình huống tối ưu cho sự phát triển tương lai của hệ thống điện [6].
3. 3.1. Hàm mục tiêu, hàm chi phí vận hành. Hàm mục tiêu, hàm chí phí vận hành được thể hiện như sau [6]:  Hàm đa thức: ()= + + + ,. + (3.1)  Hàm bậc 2: ()= + + (3.2)  Hàm tuyến tính: C(P) = β.P (3.3) Trong đó i là số hiệu của máy thứ i. 3.2. Phân bố công suất tối ưu giữa các nhà máy điện bỏ qua tổn thất công suất trong hệ thống và công suất giới hạn của tổ máy: Khi tổn thất trên đường dây truyền tải được bỏ qua, tổng nhu cầu bằng tổng công suất phát. Hàm chi phí của mỗi nhà máy giả thuyết đã biết trước. Vấn đề là tìm công suất tác dụng phát ở mỗi nhà máy để thỏa hàm mục tiêu. Hàm mục tiêu [6]: = ∑ ∑ ++ɤ. (3.4) Hàm ràng buộc: ∑ P= P (3.5) Trong đó là chi phí tổng, là chi phí của máy phát thứ i, là công suất tác dụng của nhà máy phát của máy phát thứ i. tổng nhu cầu tải, là tổng số máy phát có thể vận hành. 3.2.1. Phân bố công suất tối ưu giữa các nhà máy điện có xét đến tổn thất công suất và bỏ qua công suất giới hạn của tổ máy: Xét hệ thống có N nút, trong đó có nút máy phát và L nút tải. Nút máy phát được đánh số từ 1 đến , nút tải được đánh số từ (+1) đến (+L). gi = i, i = 1, 2, , n; lj = n + j, j = 1, 2, , L Hàm mục tiêu [4]: f = ∑ . ( ) (3.6) Ràng buộc: Nút máy phát (nút PV) : () = () (3.7) () = () là giá trị đặt của điện áp đầu cực máy phát thứ i. Nút tải (nút PQ):
4. P(li) = P(j) (3.8) Q(li) = Q(j) , là công suất tác dụng và công suất phản kháng yêu cầu của tải thứ j (tại nút lj). 3.3. Phân bố công suất tối ưu giữa các nhà máy điện có xét công suất giới hạn của tổ máy và mức an toàn tĩnh của hệ thống: Khi xét đến công suất giới hạn của tổ máy, ngoài ràng buộc dạng đẳng thức, bài toán phân bố công suất tối ưu còn có các ràng buộc dạng bất đẳng thức [6]: ≤ () < (3.9) i=1,2, ,ng à ∶ công suất cực tiểu và cực đại của tổ máy thứ i. () ≤ |()| ≤ (i) (3.10) i=1,2, ,N (N : số nút của hệ thống) S(k) ≤ (k) (3.11) K=1,2, ,M (M: số nhánh của hệ thống) (i) và (i) là điện áp cực tiểu và cực đại cho phép của nút thứ i. (k) là công suất cực đại cho phép của nhánh thứ k. Các bất đẳng thức trên có thể được viết dưới dạng tổng quát sau: ≤ (3.12) J=1,2, C Trong đó C: các ràng buộc dạng bất đẳng thức. 4. Phân bố công suất tối ưu có xét ràng buộc ổn định động. Mục tiêu của nghiên cứu này là để có được những điều kiện hoạt động tối ưu của hệ thống khi hệ thống bị ảnh hưởng bởi một sự cố với các mức tải khác nhau. Các sự cố được ứng dụng cho một khoảng thời gian ngắn, và sau thời gian đó, các hệ thống bảo vệ ngắt kết nối phần sự cố của mạng. Do đó, vấn đề được trình bày trong ba mạng kết nối sau đây: Để tính toán đáp ứng tốt nhất của hệ thống sử dụng cả hai chỉ tiêu kinh tế và ổn định, cả ba giai đoạn phải được mô phỏng đồng thời trong vấn đề tối ưu.Việc xây dựng công thức tối ưu nhằm giảm thiểu chi phí phát điện và vận hành hệ thống xem xét dự thầu của các nhà sản xuất được chú trọng. Các vấn đề tối ưu được đề xuất với ràng buộc ổn định động được biểu diễn bởi các phương trình sau đây [9] : Min (()=∑ (4.1) ( ) P, − P, − V(∑ VY cos ∅ − ∅ − θ = 0 (4.2) ( ) Q, − Q, − V(∑ VY sin ∅ − ∅ − θ = 0 (4.3)
5. ( ) ( ) I − [ Vcos∅ − Vcos∅ + Vsin∅ − Vsin∅ ] Y = 0 (4.4) P − E V sin(δ − ∅) = 0 (4.5) Q + V − E V sin(δ − ∅) = 0 (4.6) ∆ω =0 (4.7) ∆ δ − δ − ω (∆ω + ∆ω) = 0 (4.8) ∆ω (1+(∆t/5H)D − ∆ω (1+(∆t/5H)D − (∆t/5H)(2P − P − P = 00 (4.9) P − E (∑ E Y, cosδ − δ − θ, = 0 (4.10) ∑ Hδ δ − = 0 (4.11) ∑ H δ ≤ δ − δ ≤ δ (4.12) P ≤ P ≤ P (4.13) Q ≤ Q ≤ Q (4.14) δ ≤ δ ≤ δ (4.15) V ≤ V ≤ V (4.16) 0 ≤ I ≤ I (4.17) ∀i, j=1, ,N;∀m, n=1, ,N; ∀ =1, ,N= + (t − t)/∆t ∆ Lưu đồ thuật toán:
6. 5. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG Bài toán TSC-OPF được kiểm tra trên hệ thống điện IEEE 9 nút và IEEE 30 nút. Sự cố ngắn mạch ngẫu nhiên tại các vị trí khác nhau lần lượt được khảo sát để kiểm tra khả năng ổn định của hệ thống trong trường hợp phân bố công suất tối ưu có và không có xét ràng buộc ổn định động. Bài báo trình bày các trường hợp điển hình ở các vị trí. 5.1. Kiểm tra trên hệ thống IEEE 9 nút. 5.1.1.Các thông số của hệ thống. Hình 5.1 Sơ đồ đơn tuyến hệ thống điện 9 nút của IEEE.[26] Thông số cơ bản: hệ thống gồm 9 nút, 3 nguồn phát. Công suất cơ bản 100MVA, tần số là 50Hz [25]. Thông số chi tiết của hệ thống được áp dụng như trình bày ở các bảng sau: 5.1.2. Kiểm tra hệ thống khi sự cố ngắn mạch 3 pha trên đoạn 5-7 gần nút 7. Kết quả phân bố công suất tối ưu trong trường hợp không xét ràng buộc ổn định động được trình bày trong Bảng 5.5: Bảng 5.1 – Kết quả của OPF. Giá Trị Pgen1 Pgen2 Pgen3 Tổng giá (MW) (MW) (MW) phát điện $/hr Công suất 89.8 133.32 93.19 5295.69 Từ bảng 5.1 có thể thấy rằng, tổng chi phí cực tiểu đạt 5295.69 $/h. Với kết quả phân bố công suất giữa các máy phát như Bảng 5.1 thì hệ thống mất ổn định khi gặp sự cố ngắn mạch 3 pha trên đoạn 5-7. Như Hình 5.2 góc lệch rotor tương đối của ba máy phát chạy ra rất xa giới hạn trên và dưới ± 500 so với góc lệch trung bình (COI). Hình 5.2 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 5-7 khi chưa ràng buộc ổn định động.
7. Do đó để hệ thống ổn định khi gặp sự cố lớn cần phải xét đến các ràng buộc ổn định động trong bài toán OPF. Kết quả mô phỏng trường hợp OPF có xét ràng buộc ổn định động được trình bày trong Bảng 5.6 và Hình 5.3: Hình 5.3 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 5-7 (TSC-OPF). Hình 5.3a Đồ thị thể hiện vận tốc góc Có thể thấy rằng từ Hình 5.3, hệ thống đã đạt ổn định khi có sự cố ngắn mạch 3 pha xảy ra trên đoạn 5-7 và thời gian cắt sự cố là 0.3s. Dựa vào đồ thị cho thấy góc lệch rotor tương đối của các máy phát nằm trong giới hạn trên dưới +50 và – 50 so với góc lệch trung bình chuẩn (COI). Bảng 5.2 – Kết quả khi có xét ràng buộc ổn định động (TSCOPF). Giá Trị Pgen1 Pgen2 Pgen3 Tổng giá phát (MW) (MW) (MW) điện $/hr Công suất 112 47.32 88.8 5312.23 Theo kết quả trong Bảng 5.1 và 5.2 có thể thấy rằng, công suất phát điện của các máy phát có sự thay đổi tăng, giảm công suất để ổn định hệ thống. Cụ thể ở máy phát 2 có giá phát điện cao nhất tăng từ 89.8 MW lên 112 MW, máy phát số 3 giảm từ 134 MW xuống 47,32 MW, máy phát 3 có giá phát điện thấp nhất giảm từ 94,19 MW xuống 88.88 MW. Như vậy thì khi xét thêm ràng buộc ổn định động vào bài toán OPF thì phải giảm công suất phát của máy có giá phát điện rẻ và tăng thêm công suất phát điện ở máy phát điện giá cao để đảm bảo an ninh hệ thống khi có sự cố xảy ra. Do đó tổng chi phí phát điện sẽ cao hơn. Tổng chi phí phát điện tăng từ 5295.69 đến 5312.23 $/h.
8. 5.1.3. Kiểm tra hệ thống khi sự cố ngắn mạch 3 pha trên đoạn 8-9 gần nút 7 Khi hệ thống chưa xét ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF, khi có sự cố trên đoạn 8-9 gần nút 7 thời gian cắt sự cố 0.3s có kết quả như hình 5.4: Hình 5.4 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 8-9 (OPF) chưa ràng buộc ổn định động. Như vậy hệ thống mất ổn định khi xảy ra ngắn mạch 3 pha trên đoạn 8-9 gần nút 7 khi chưa ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF. Sau khi ràng buộc điều kiện ổn định động vào vòng lặp OPF, khi sự cố 8-9 thời gian cắt sự cố 0.3s có được kết quả như hình 5.5: Hình 5.5 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 8-9 khi có ràng buộc ổn định động (TSCOPF).
9. Hình 5.5a Đồ thể hiện vận tốc gốc. Bảng 5.3 – Kết quả khi có ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF. Giá Trị Pgen1 Pgen2 Pgen3 Tổng giá (MW) (MW) (MW) phát điện $/hr Công suất 110 70 45 5404.12 Sau khi ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF thì hệ thống có điều chỉnh qua lại giữa các máy phát để hệ thống ổn định sau khi gặp sự cố ngắn mạch ba pha trên đoạn 8-9 gần nút 7 thời gian cắt sự cố là 0.3s. Do đó giá chi phí tổng phát điện sẽ tăng do một số máy phát có giá phát điện cao phải phát công suất cao hơn trường hợp OPF chưa xét ổn định động. Cụ thể như sau: - Máy phát số 1 có giá phát điện cao nhất 60 $/MWH tăng từ 89.8 MW lên 110 MW. - Máy phát số 2 có giá phát điện 50 $/MWH giảm từ 133.32 MW xuống 70 MW. - Máy phát số 3 có giá phát điện 45 $/MWH giảm từ 93.19 MW xuống 45 MW. 5.1.4. Kiểm tra hệ thống khi sự cố ngắn mạch 3 pha trên đoạn 6-9 gần nút 4 . Khi chưa ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF, khi gặp sự cố ngắn mạch 3 pha tại 6-9 thời gian cắt sự cố 0.2s. Kết quả thể hiện như hình 5.6:
10. Hình 5.6 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 6-9 khi chưa ràng buộc ổn định động (OPF). Theo hình 5.6 hệ thống đã bị mất ổn định khi xảy ra sự cố đoạn 6-9 khi chưa ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF. Khi ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF khi gặp sự cố ngắn mạch 3 pha tại 6-9 thời gian cắt sự cố 0.2s. Kết quả thể hiện như hình 5.7: Hình 5.7 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 6-9 gần nút 4 có xét ràng buộc ổn định động (TSCOPF). Hình 5.7a Đồ thị thể hiện vận tốc góc.
11. Bảng 5.4 – Kết quả khi ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF. Giá Trị Pgen1 Pgen2 Pgen3 Tổng giá phát điện (MW) (MW) (MW) $/hr Công suất 112 47.32 88.8 5312.23 Khi đã ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF hệ thống đã ổn định khi ngắn mạch tại 6-9 với thời gian cắt sự cố là 0.2S. Các góc lệch rotor tương đối của ba máy phát đều nằm trong giới hạn ổn định trên dưới ±500 so với góc COI. Thông số công suất trong trường hợp này giống với trường hợp ngắn mạch 3 pha trên đoạn 5-7, trường hợp ngắn mạch trên đoạn 6-9 thì thời gian cắt sự cố để hệ thống ổn định là 0.2 S còn ở sự cố 5-7 thời gian cắt sự cố là 0.3s. Kêt luận: qua ba trường hợp khảo sát cho thấy rằng trong điều kiện tải không đổi khi chỉ xét OPF thì sẽ cho tổng chi phí phát điện thấp nhất. Tuy nhiên khi xảy ra các sự cố ngắn mạch 3 pha trên các đường dây thì hệ thống mất ổn định nghiêm trọng. Vì Vậy khi xét ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF theo điều kiện ổn định động là (−50 ≤ - ≤ 50 ) thì hệ thống sẽ điều chỉnh công suất phát giữa các máy phát với nhau để hệ thống đạt ổn định khi xảy ra sự cố trên đường dây. Tùy trường hợp mà thời gian cần cắt sự cố cũng khác nhau. Sau đây là bảng tổng hợp các thống số theo từng trường hợp sự cố khác nhau đã ràng buộc ổn định động: Bảng 5.5 – Bảng thông số các trường hợp sự cố khác nhau đã ràng buộc ổn định động: Nơi sự cố. Pgen1 Pgen2 Pgen3 Tổng giá $/hr Thời gia (MW) (MW) (MW) cắt sự cố (5-7) - nút 7 112 47.32 88.8 5312.23 0.3 S (8-9)- nút 7 112 86 47 5404.12 0.3 S (6-9)- nút 4 112 47.32 88.8 5312.23 0.2 S
12. 5.2. Kiểm tra trên hệ thống IEEE 30 nút. 5.2.1. Các thông số của hệ thống. Hình 5.8 Hệ thống điện 30 nút- IEEEE.[25] Thông số cơ bản: hệ thống gồm 30 nút, 06 nguồn phát. Công suất cơ bản 100MVA, tần số là 50Hz [25]. Để khảo sát kiểm tra thuật toán trên lưới điện thì tiến hành kiểm tra thông số đã thực hiện OPF nhưng chưa có xét ràng buộc ổn định động và có xét ràng buộc ổn định động vào trong vòng lặp OPF, thuật toán được kiểm tra theo các trường hợp: - Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (2-5) gần nút 2. - Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (1-2) gần nút 2. - Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (12-14) gần nút 12. Tương tự đưa ra kết quả của các trường hợp : - Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (23-24) gần nút 23. - Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (27-29) gần nút 27. - Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (22-24) gần nút 22. 5.2.2. Xét trường hợp ngắn mạch đường dây 2-5 gần nút 2. Thực hiện vòng lặp OPF chưa xét đến ràng buộc ổn định động có kết quả như bảng 5.14 Bảng 5.6 – Kết quả khi chạy OPF. Tổng giá Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Giá Trị phát điện (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) $/hr Công suất 41.51 54.40 15.20 22.74 15.27 39.91 575.89
13. Khi thực hiện vòng lặp OPF chưa có xét điều kiện ràng buộc ổn định động thì khi xảy ra sự cố hệ thống sẽ mất ổn định. Tiến hành kiểm tra ổn định động khi xảy ra sự cố ngắn mạch ba pha trên đường dây 2-5 cho kết quả như hình 5.9 Hình 5.9 Đồ thị mô phỏng ngắn mạch 2-5 gần nút 2 (OPF) chưa ràng buộc ổn định động. Như vậy gốc lệch rotor tương đối đã vượt ra khỏi điều kiện ổn định ±500 so với góc COI. Tuy nhiên biên độ cực đại trong trường hợp này nhỏ hơn 1000. Khi thực hiện ràng buộc điều kiện ổn định động vào vòng lặp OPF có kết quả như hình 5.10 Hình 5.10 Đồ thị góc lệch rotor tương đối khi đã thực hiện ràng buộc ổn định động (TSCOPF )
14. Hình 5.10a Đồ thị góc thể hiện vận tốc góc. Bảng 5.7 – Kết quả khảo sát có xét ràng buộc ổn định động(TSCOPF). Tổng giá Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Giá Trị phát điện (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) $/hr Công suất 18.54 32.4 32.2 32.74 15.27 42.91 580.13 Khi phân bố công suất tối ưu thì cho tổng chi phí là thấp nhất do đó ở những máy phát có chi phí sản suất điện giá rẻ sẽ phát nhiều hơn nên nó vượt qua giới hạn biên ổn định của nó, khi xảy ra sự cố hệ thống sẽ mất ổn định. Do đó cần phải ràng buộc điều kiện ổn định động vào vòng lặp OPF để hệ thống ổn định được khi gặp những sự cố lớn trên đường dây.Ở đồ thị hình 5.8 thì tất cả các máy phát có góc lệch rotor tương đối đều không vượt qua giá trị ±500 so với gốc trung bình chuẩn (COI).Thời gian cắt sụ cố là 0.3 s. Sau khi ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF thì hệ thống có điều chỉnh qua lại giữa các máy phát để hệ thống ổn định sau khi gặp sự cố ngắn mạch ba pha trên đoạn 2-5 gần nút 2 thời gian cắt sự cố là 0.3s. Do đó giá chi phí tổng phát điện sẽ tăng do một số máy phát có giá phát điện cao phải phát công suất cao hơn trường hợp OPF chưa xét ổn định động. Cụ thể như sau: - Máy phát số 1 có giá phát điện cao nhất 60 $/MWH giảm từ 41.51 MW xuống 18.54 MW. - Máy phát số 2 có giá phát điện 50 $/MWH giảm từ 54.54 MW xuống 32.4 MW. - Máy phát số 3 có giá phát điện 45 $/MWH tăng từ 15.24 MW lên 32.2 MW. - Máy phát số 4 có giá phát điện 35 $/MWH tăng từ 22.74 MW lên 32.74 MW. - Máy phát số 5 có giá phát điện 65 $/MWH công suất không đổi. - Máy phát số 6 có giá phát điện 40 $/MWH tăng từ 39.91 MW lên 42.91 MW. 5.2.3. Xét trường hợp ngắn mạch 3 pha trên đường dây (1-2) gần nút 2. Khi chưa xét ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF. Với công suất phát điện theo OPF nếu có ngắn mạch 3 pha trên đường dây 1-2 gần nút 2 sẽ cho kết quả khảo sát như hình
15. 5.11. Hình 5.11 Đồ thị góc lệch rotor tương đối khi chưa ràng buộc ổn định động (OPF ) Theo kết quả mô phỏng trong hình 5.11 thì hệ thống có góc lệch rotor tương đối của máy phát 1 và 2 để vượt khỏi giới hạn ổn định ±500 so với góc COI.Và một số máy phát bị lệch tần số nên đồ thị có hướng đi xuống. Khi ràng buộc các điều kiện ổn định động vào vòng lặp OPF thể hiện kết quả qua đồ thị ở hình 5.12 Hình 5.12 Đồ thị góc lệch rotor tương đối khi chưa ràng buộc ổn định động (OPF )
16. Hình 5.12a Đồ thị thể hiện vận tốc góc. Bảng 5.8– Kết quả khảo sát có xét ràng buộc ổn định động(TSCOPF). Gía Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Tổng giá Trị (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) phát điện $/hr Công 15.3 32.8 32.2 32.4 32.78 42.99 579.459 suất Tuy nhiên trong trường hợp này các thống số máy phát có điều chỉnh so với các trường hợp ban đầu là giá trị Xd’ tăng lên 0.175 . 5.2.4. Ngắn mạch 3 pha trên đường dây (12-14) gần nút 12. Khi chưa xét ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF. Với công suất phát điện theo OPF nếu có ngắn mạch 3 pha trên đường dây 12-14 gần nút 12 sẽ cho kết quả khảo sát như hình 5.13. Hình 5.13 Đồ thị góc lệch rotor tương đối khi chưa ràng buộc ổn định động (OPF )
17. Trong trường hợp này góc lệch rotor tương đối của các máy phát đều nằm trong giới hạn ổn định ±500 so với góc COI. Tuy nhiên hệ thống bị lệch tần số nên có chiều hướng đi xuống. Khi ràng buộc các điều kiện ổn định động vào vòng lặp OPF thể hiện kết quả qua đồ thị ở hình 5.14 Hình 5.14 Đồ thị góc lệch rotor tương đối khi có xét ràng buộc ổn định động (TSCOPF ) Hình 5.14a Đồ thị góc thể hiện vận tốc góc. Kết quả phát điện như bảng 5.18 : Bảng 5.9 – Kết quả khi ràng buộc ổn định động vào OPF. Giá Trị Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Tổng giá (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) phát điện $/hr Công suất 41.51 54.40 15.20 22.74 15.27 39.91 598.55 Tuy nhiên trong trường hợp này giá trị Xd’ của các máy phát tăng lên là 0.19. Sau khi ràng buộc điều kiện ổn định động vào vòng lặp OPF theo hình 5.12 góc lệch rotor tương đối của các máy phát đều nằm trong giới hạn ổn định ±500 so với góc COI. Hệ thống đã ổn định khi ngắn mạch 3 pha trên đoạn 12-14 gần nút 12 thời gian cắt sự cố 0.3s.
18. Kêt luận : qua các trường hợp khảo sát cho thấy rằng trong điều kiện tải không đổi khi chỉ xét OPF thì sẽ cho tổng chi phí phát điện thấp nhất. Tuy nhiên khi xảy ra các sự cố ngắn mạch 3 pha trên các đường dây thì hệ thống mất ổn định nghiêm trọng. Vì Vậy khi xét ràng buộc ổn định động vào vòng lặp OPF theo điều kiện ổn định động là (−50 ≤ - ≤ 50 ) thì hệ thống sẽ điều chỉnh công suất phát giữa các máy phát với nhau để hệ thống đạt ổn định khi xảy ra sự cố trên đường dây. Tùy trường hợp mà thời gian cần cắt sự cố cũng khác nhau. Tương tự như vậy sau đây là bảng tổng hợp các thống số theo từng trường hợp sự cố khảo sát khác nhau ở trên: Bảng 5.10 – Bảng thông số của máy phát khi thực hiện OPF chưa ràng buộc ổn định động: Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Tổng giá phát Giá Trị (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) điện $/hr Công suất 41.51 54.40 15.20 22.74 15.27 39.91 575.89 Xd’ 0.175 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 Bảng 5.27 – Bảng thông số các trường hợp sự cố khác nhau đã ràng buộc ổn định động: Thời gia Nơi sự Pgen1 Pgen2 Pgen3 Pgen4 Pgen5 Pgen6 Tổng chi cắt sự cố cố. (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) Phí $/hr (s) 18.54 32.40 32.20 32.74 15.27 42.91 [2-5] Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= 0.3 580.130 nút 2 0.175 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 15.30 32.80 32.20 32.40 32.78 42.99 [1-2] Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= 0.3 579.459 nút 2 0.175 0.175 0.175 0.175 0.175 0.175 41.51 54.40 15.20 22.74 15.27 39.91 [12-14] Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= 0.3 598.55 nút 12 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 0.19 41.51 54.40 15.24 22.74 15.27 39.91 [23-24] Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= 0.3 575.89 nút 23 0.33 0.33 0.33 0.33 0.133 0.33
19. 41.51 54.40 20.24 28.74 20.27 24.91 [27-29] Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= 0.3 588.325 nút 27 0.075 0.075 0.075 0.075 0.075 0.75 41.51 54.54 15.24 22.74 15.27 39.91 22-24] Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= Xd’= 0.3 575.89 nút 22 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 6. KẾT LUẬN Trong bài báo này, một phương pháp tính toán nhanh và ổn định dựa trên độ lệch góc rotor tương đối của máy phát so với góc lệch trung bình . Điều kiện góc lệch rotor tương đối 0 của các máy phát không được lệch ±50 so với góc đã được xây dựng để thiết lặp các ràng buộc ổn định động và sau đó đưa vào tính toán điều độ hệ thống. Các ràng buộc ổn định động được lập bên ngoài vòng lặp OPF, trong thuật toán chương trình được gọi theo từng file do đó quy mô bài toán sẽ dể dàng hơn các bài toán thông thường và thuận lợi cho phát triển và kế thừà về sau. Phương pháp này phù hợp với với các hệ thống quy mô lớn và có thể mô phỏng nhiều nhiễu loạn trong quá trình tính toán điều độ, có thể mô phỏng cho các hệ thống điện khác nhau ( IEEE9, IEEE39, IEEE118 ) . Hay có thể được ứng dụng vào tính toán mô phỏng điều độ thực tế, dùng trong các công ty tư thiết kế truyền tải . Khi thế giới và đất nước ta đang nỗ lực tiến đến thị trường điện việc phát triển thuật toán OPF có xét ràng buộc ổn định động là vô cùng cần thiết. Thứ nhất, giúp hệ thống vận hành bền vững trong giới hạn ổn định động, góp phần giữ vững an ninh năng lượng và đảm bảo độ tin cậy về cung cấp điện trong hệ thống. thứ hai, sẽ lợi ích về mặt kinh tế khi hạn chế công suất phát điện từ các máy phát có suất phát điện lớn như máy phát chạy dầu, máy phát chạy than và huy động tối đa có thể nguồn công suất từ các máy phát có suất phát điện thấp hơn, cho dù các máy phát này có thể ở xa trung tâm phụ tải. Điều này chính là vấn đề cốt lõi giúp thị trường điện vận hành hiệu quả, năng động và mang lại lợi nhuận ngày càng cao mà luôn đảm bảo an ninh hệ thống. Vừa đạt về kinh tế vừa đạt tính kỹ thuật góp phần cho sự phát triển và đảm bảo uy tín bền vững của hệ thống điện quốc gia.
20. 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, 2003. [2] P. Kundur, Power System Stability and Control. McGraw-Hill Professional, 1993. [3] J. Grainger and W. D. Stevenson Jr., Power System Analysis, 1 edition. New York: McGraw-Hill Science/Engineering/Math, 1993. [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, 1973. [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. [10] Y. Xia, K. W. Chan and M. Liu, “Direct nonlinear primal-dual interiorpoint method for transient stability constrained optimal power flow”, IEE Proceedings- Generation, Transmission and Distribution, vol. 152, no. 1, pp. 11–16, 2004. [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, 2003. [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.
21. [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. 1–5. [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. [18] I. A. Calle and E. D. Castronuovo, “Optimal Power Flow with Transient Stability Constraints,” in MIXGENERA 2011 Options for the future, University Carlos III de Madrid, Leganés, Madrid, Spain., 2011. [19] P. M. Anderson and A. A. Fouad, Power System Control and Stability, 2nd ed. Wiley-IEEE Press, 2002. [20] R. Zarate-Minano, T. Van Cutsem, F. Milano and A. J. Conejo, “Securing Transient Stability Using Time-Domain Simulations Within an Optimal Power Flow,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 25, no. 1, pp. 243–253, 2010. [20] D. Ruiz-Vega and M. Pavella, “A comprehensive approach to transient stability control. I. Near optimal preventive control,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 18, no. 4, pp. 1446–1453, 2003. 58 Optimal Re-Dispatch of an Isolated System Considering Transient Stability Constraints Thông tin liên lạc tác giả chính ( người chịu trách nhiệm bài viết) : Họ tên: Nguyễn Văn Hậu Đơn vị: Công ty TNHH Đầu Tư VTCO Điện thoại: 0938.893.892 Email: nvhau.me@gmail.com
22. BÀI BÁO KHOA HỌC THỰC HIỆN CÔNG BỐ THEO QUY CHẾ ĐÀO TẠO THẠC SỸ Bài báo khoa học của học viên có xác nhận và đề xuất cho đăng của Giảng viên hướng dẫn B n ti ng Vi t ©, T NG I H C S PH M K THU T TP. H CHÍ MINH và TÁC GI Bản quếy n táệc ph mRƯ ãỜ cĐ bẠ o hỌ b Ưi Lu tẠ xu t Ỹb n vàẬ Lu t S hỒ u trí tu Vi t Nam. NgẢhiêm c m m i hình th c xu t b n, sao ch p, phát tán n i dung khi c a có s ng ý c a tác gi và ả ng ề i h ẩ pđh đưm ợK thuả tộ TP.ở H ậChí Mấinh.ả ậ ở ữ ệ ệ ấ ọ ứ ấ ả ụ ộ hư ự đồ ủ ả Trườ Đạ ọCcÓ Sư BÀI BạÁO KHỹ OA ậH C T ồT, C N CHUNG TAY B O V TÁC QUY N! ĐỂ Ọ Ố Ầ Ả Ệ Ề Th c hi n theo MTCL & KHTHMTCL h c 2017-2018 c a T vi n ng i h c S ph m K thu t Tp. H Chí Minh. ự ệ Năm ọ ủ hư ệ Trườ Đạ ọ ư ạ ỹ ậ ồ